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UNIVERSIDAD DE VALLADOLID ESCUELA DE INGENIERIAS INDUSTRIALES

Grado en Ingeniería Electrónica Industrial y Automática

Simulación mediante Psim de algoritmos de

seguimiento del punto de máxima potencia en

sistemas fotovoltaicos

Autor: Víctor Paredes Cordero

Tutor: José Miguel Ruiz González

Fecha: 4 de Julio de 2014

de 123

Título:

Simulación de algoritmos de seguimiento del punto de máxima potencia en sistemas

fotovoltaicos.

Resumen:

El proyecto se centra en el estudio de los diferentes algoritmos de búsqueda del

punto de máxima potencia en sistemas fotovoltaicos.

El objetivo principal es la descripción de los tipos de algoritmos que existen y el

análisis mediante simulación de algunos de ellos, en los que se definen como

evoluciona y qué acciones tiene que realizar el circuito de control de los sistemas

fotovoltaicos, para qué estos trabajen en el punto de máxima potencia.

El objetivo secundario del proyecto es la realización de una plataforma que nos

permita el conocimiento de las partes del algoritmo y conocer cómo afectan las

acciones que realiza en los sistemas fotovoltaicos. Estos circuitos de simulación

están preparados para su simulación en el entorno Psim.

Palabras clave:

Algoritmos MPPT en sistemas fotovoltaicos.

de 123

Índice:

0. Índice de Imágenes: .............................................................................................. 5

1. Introducción y objetivos del proyecto: .................................................................. 8

1.1 Introducción: ....................................................................................................................... 8

1.2 Objetivos del proyecto: ....................................................................................................... 8

2. Energía solar y aplicaciones: ............................................................................... 11

2.1 Energía Solar:..................................................................................................................... 11

2.2 Paneles solares: ................................................................................................................. 13

2.3 Célula fotovoltaica:............................................................................................................ 15

2.3.1 Descripción de la célula fotovoltaica: ........................................................................ 15

2.3.2 Modelo de una célula fotovoltaica: ........................................................................... 16

2.3.3 Parámetros eléctricos que definen cada célula: ........................................................ 18

2.3.4 Curvas P-V y I-V: ......................................................................................................... 19

2.3.5 Conexión de las células: ............................................................................................. 21

2.3.5.1 Conexión en serie: ............................................................................................... 21

2.3.5.2 Conexión en paralelo: ......................................................................................... 21

2.3.6 Efectos de la temperatura y radiación solar: ............................................................. 22

2.3.6.1 Efectos de la radiación solar: .............................................................................. 22

2.3.6.2 Efecto de la temperatura: ................................................................................... 23

2.3.7 Condiciones estándar y TONC: ................................................................................... 24

3. Resumen y objetivo del proyecto: ....................................................................... 29

4. Convertidores de potencia CC/CC: ....................................................................... 33

4.1 Convertidor Buck: .............................................................................................................. 33

4.1.1 Relación entre tensión y corriente: ............................................................................ 33

4.1.1.1 Análisis con el interruptor cerrado: .................................................................... 35

4.1.1.2 Análisis con el interruptor abierto: ..................................................................... 37

4.1.1.3 Rizado de la tensión de salida: ............................................................................ 39

4.1.1.4 Funcionamiento en modo de conducción discontinua: ...................................... 41

4.2 Convertidor Buck-Boost: ................................................................................................... 44

4.2.1 Relaciones entre tensión y corriente: ........................................................................ 46

4.2.1.1 Análisis con interruptor cerrado: ........................................................................ 46

4.2.1.2 Análisis con el interruptor abierto: ..................................................................... 47

4.2.1.3 Rizado de la tensión de salida: ............................................................................ 51

de 123

5. Clasificación de los métodos de búsqueda del punto de máxima potencia: .......... 53

5.1 Control indirecto:.............................................................................................................. 54

5.1.1 Curve-Fitting: .............................................................................................................. 54

5.1.2 Look-up Table: ............................................................................................................ 55

5.1.3 Método de la tensión en circuito abierto del GFV: .................................................... 55

5.1.4 Método de la corriente de cortocircuito del GFV. ..................................................... 56

5.1.5 Método de la tensión a circuito abierto de una célula de prueba: ............................ 56

5.1.6 Método : .................................................................................................................. 57

5.1.7 Conclusiones de los métodos indirectos: ................................................................... 57

5.2 Control directo: ................................................................................................................. 58

5.2.1 Métodos de muestreo: .............................................................................................. 58

5.2.1.1 Método de la diferenciación: .............................................................................. 58

5.2.1.2 Método de la tensión realimentada o tensión constante: ................................. 58

5.2.1.3 Método de Perturbar y Observar: ....................................................................... 59

5.2.1.4 Método de la conductancia incremental (IncCond):........................................... 60

5.2.1.5 Método de la capacidad parásita: ....................................................................... 61

5.2.2 Métodos por modulación: ......................................................................................... 62

5.2.2.1 Método de oscilación forzada: ............................................................................ 62

5.2.2.2 Método de la lógica difusa: ................................................................................. 63

6. Análisis de los posibles estados y zonas de funcionamiento de los algoritmos

MPPT: .................................................................................................................... 65

7. Algoritmo MPPT conductancia incremental ......................................................... 69

7.1 Introducción: ..................................................................................................................... 69

7.2 Análisis del algoritmo: ....................................................................................................... 69

7.3 Posibles casos: ................................................................................................................... 70

7.4 Diagrama de bloques: ....................................................................................................... 75

8. Algoritmo MPPT: Perturbación y observación: ................................................... 77

8.1 Introducción: ..................................................................................................................... 77

8. 2 Análisis del algoritmo: ...................................................................................................... 77

8.3 Posibles casos: ................................................................................................................... 78

8.4 Diagrama de bloques: ....................................................................................................... 81

9. Algoritmo MPPT: diferencial de primer orden. .................................................... 85

9.1 Introducción: ..................................................................................................................... 85

de 123

9.2 Análisis del algoritmo: ....................................................................................................... 85

9.3 Posibles casos: ................................................................................................................... 86

10. Prácticas: .......................................................................................................... 93

10.1 Introducción: ................................................................................................................... 93

10.2 Práctica 1: Algoritmo MPPT: Perturbación & Observación ............................................. 97

10.2.1 Circuito de simulación: ............................................................................................. 97

10.2.2 Gráficas que muestran el comportamiento del algoritmo: ..................................... 97

10.2.3 Resultados y observaciones: .................................................................................... 98

10.3 Práctica 2: Algoritmo MPPT: Diferencial de primer orden .............................................. 99

10.3.1 Circuito de simulación: ............................................................................................. 99

10.3.2 Gráficas que muestran el comportamiento del algoritmo: ..................................... 99

10.3.3 Resultados y observaciones: .................................................................................. 100

10.4 Práctica 3: Algoritmo MPPT: Conductancia incremental. ............................................. 101

10.4.1 Circuito de simulación: ........................................................................................... 101

10.4.2 Gráficas que muestran el comportamiento del algoritmo: ................................... 101

10.4.3 Resultados y observaciones: .................................................................................. 102

10.5 Comparación de los algoritmos:.................................................................................... 103

10.5.1 Criterios de comparación: ...................................................................................... 103

10.5.2 Comparación y evaluación de los algoritmos MPPT: ............................................ 103

11. Conclusiones y líneas futuras: ......................................................................... 105

11.1 Conclusiones: ................................................................................................................ 105

11.2 Líneas futuras: ............................................................................................................... 106

12. Bibliografía: .................................................................................................... 109

Bibliografía: .......................................................................................................................... 109

13 Anexos: ........................................................................................................... 111

13.1 ANEXO 1: Práctica PERTURBACIÓN & OBSERVACIÓN ................................................... 111

13.2 ANEXO 2: Práctica DIFERENCIAL DE PRIMER ORDEN .................................................... 114

13.3 ANEXO 3: Práctica CONDUCTANCIA INCREMENTAL ..................................................... 118

13.3 Anexo 4: Glosario .......................................................................................... 122

de 123

0. Índice de Imágenes: Figura 1. Radiación solar promedio............................................................................................. 11

Figura 2. Sistema de generación fotovoltaica. ............................................................................ 13

Figura 3. Célula solar de Silicio amorfo ....................................................................................... 14

Figura 4. Célula solar de Silicio monocristalino. .......................................................................... 14

Figura 5. Célula solar policristalina. ............................................................................................. 15

Figura 6. Esquema y curvas características de una célula solar fotovoltaica. ............................. 16

Figura 7. Esquema eléctrico de una célula solar fotovoltaica. .................................................... 17

Figura 8. Curva I-V + recta de carga. ........................................................................................... 18

Figura 9. Curvas características P-V e I-V de una célula solar fotovoltaica. ................................ 20

Figura 10. Curva característica I-V de una célula solar con diferentes rectas de carga. ............. 20

Figura 11. Conexión en serie de células solares fotovoltaicas. Curva I-V. .................................. 21

Figura 12. Conexión en paralelo de células solares fotovoltaicas. Curva I-V. ............................. 22

Figura 13. Curva I-V. Efecto de la irradiancia. ............................................................................. 23

Figura 14. Curva I-V. Efecto de la temperatura. .......................................................................... 24

Figura 15. Elementos de un sistema de generación fotovoltaica. .............................................. 29

Figura 16. Diagrama de bloques, algoritmo de control MPPT de A.F. Boehringer. .................... 30

Figura 17. a) Convertidor reductor (Buck), b) Circuito equivalente cuando el interruptor está

cerrado, c) Circuito equivalente cuando el interruptor está abierto. ......................................... 34

Figura 18. Formas de onda del convertidor reductor (Buck). a) VL Tensión en la bobina, b) iL

Corriente que circula por la bobina, c) iC Corriente que circula por el condensador. ................ 36

Figura 19. Formas de onda del convertidor reductor (Buck). a) ic Corriente que circula por el

condensador, b) Tensión de rizado en el condensador. ............................................................. 40

Figura 20. Formas de onda del convertidor reductor en modo de conducción discontinuo

(MCD). a) iL Corriente que circula por la bobina, b) is Corriente en el generador, c) vL Tensión en

la bobina. ..................................................................................................................................... 42

Figura 21. Vo en función del ciclo de servicio para un convertidor reductor. ............................. 44

Figura 22. a) Esquema del convertidor reductor-elevador (Buck-boost). b) Circuito equivalente

cuando el interruptor está cerrado. c) Circuito equivalente cuando el interruptor está abierto.

..................................................................................................................................................... 45

Figura 23. Formas de onda del convertidor reductor-elevador (Bucck-Boost). a) iL Corriente en

la bobina, b) vL Tensión en la bobina, c) iD Corriente en el diodo, d) iC Corriente en el

condensador de salida. ............................................................................................................... 49

Figura 24. Algoritmos de búsqueda MPPT. Control indirecto. .................................................... 53

Figura 25. Algoritmos de búsqueda MPPT. Control directo. ....................................................... 53

Figura 26. Curva de ejemplo de posibles estados P-V de un PV. ................................................ 65

Figura 27. Funcionamiento del control MPPT. ............................................................................ 66

Figura 28. Curva P-V. Situados en el punto de máxima potencia (MPP). ................................... 71

Figura 29. Curva P-V. Situados a la izquierda del MPP (Acercándonos a MPP). ......................... 71

Figura 30. Curva P-V. Situados a la derecha del MPP (acercándonos a MPP) ............................ 72

Figura 31. Curva P-V. Situados en el punto de máxima potencia (MPP). .................................. 73

Figura 32. Curva P-V. Situados a la derecha del MPP (Acercándonos a MPP). ........................... 73

Figura 33. Curva P-V. Situados a la derecha del MPP (acercándonos al MPP). .......................... 74

de 123

Figura 34. Diagramas de bloques del algoritmo MPPT: Conductancia Incremental. a) Diagrama

hace referencia al aumento o disminución del ciclo de servicio D. b) Diagrama hace referencia

al aumento o disminución de Vref. ............................................................................................. 75

Figura 35. Curva P-V. Situado a la derecha del MPP (acercándonos a MPP). ............................. 78

Figura 36. Curva P-V. Situados a la derecha de MPP (acercándonos a MPP). ............................ 79

Figura 37. Curva P-V. Situados a la derecha del MPP (alejándonos del MPP). ........................... 80

Figura 38. Curva P-V. Situado a la izquierda del MPP (alejándonos del MPP). ........................... 80

Figura 39. Diagrama de bloques del algoritmo P&O. a) Diagrama hace referencia a el aumento

o disminución del ciclo de servicio D. b) Diagrama hace referencia al aumento o disminución de

Vref. ............................................................................................................................................. 82

Figura 40. Curva P-V, I-V. Situado a la izquierda del MPP (acercándonos al MPP). .................... 87

Figura 41. Curva P-V, I-V. Situado a la derecha del MPP (acercándonos al MPP)....................... 87

Figura 42. Curva P-V, I-V. Situados en el MPP. ............................................................................ 88

Figura 43. Curva P-V, I-V. Situado a la derecha del MPP (alejándonos del MPP). ...................... 89

Figura 44. Curva P-V, I-V. Situado a la izquierda del MPP (alejándonos del MPP). .................... 89

Figura 45. Curva P-V, I-V. Situado en el MPP. ............................................................................. 90

Figura 46.Esquema del algoritmo diferencial de primer orden. ................................................. 91

Figura 47. Características del panel solar fotovoltaico simulado. ............................................... 94

Figura 48. P-V, I-V. Psim Renewable Energy (Solar Power). ........................................................ 95

Figura 49. Circuito de simulación Perturbación Y Observación. ................................................. 97

Figura 50. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (P&O). ........................................ 98

Figura 51. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (P&O) (detalle). ......................... 98

Figura 52. Circuito de simulación: diferencial de primer orden .................................................. 99

Figura 53. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (Diferencial de primer orden). 100

Figura 54. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (Diferencial de primer orden)

(detalle). .................................................................................................................................... 100

Figura 55. Circuito de simulación Conductancia Incremental. .................................................. 101

Figura 56. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (Conductancia Incremental). ... 101

Figura 57. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (Conductancia incremental)

(detalle). .................................................................................................................................... 102

de 123

1

Simulación de algoritmos de seguimiento

del punto de máxima potencia en


INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS

de 123

1. Introducción y objetivos del proyecto:

1.1 Introducción:

Dentro de las energías renovables, una de las más importantes junto con la

energía eólica, es la energía solar. Esta es una fuente de energía obtenida por el

aprovechamiento de la radiación electromagnética originada en el Sol. Será necesario

un sistema de recogida de esa energía disponible, para su aprovechamiento.

En la actualidad, para aprovechar el calor y la luz del Sol es necesario el uso de

sistemas de captadores como células fotovoltaicas, colectores térmicos o helióstatos.

La energía solar es una energía limpia, barata y que siempre dispondremos de ella, lo

que supone un beneficio a largo plazo.

Dentro de los sistemas que tratan del aprovechamiento de energía solar cabe

destacar los sistemas solares fotovoltaicos, los cuales se basan en un grupo de paneles

solares unidos a un convertidor de potencia. Este convertidor puede ser CC/CC, si la

carga a la que unimos el convertidor son unas baterías o CC/CA si la aplicación es la de

sistemas fotovoltaicos unidos a la red eléctrica.

1.2 Objetivos del proyecto:

En el control de los sistemas solares fotovoltaicos de modo eficiente se exige un

conocimiento preciso de las curvas características P-V e I-V de los paneles

fotovoltaicos. El conocimiento de estas curvas permite localizar el punto de máxima

potencia, y con ello el uso del panel en su punto más eficiente y más productivo.

Los objetivos del proyecto el estudio de los diferentes tipos de control que nos

permiten localizar y trabajar con el punto de máxima potencia de los paneles solares

fotovoltaicos.

Una vez comprendido los sistemas de control que nos permiten localizar y

trabajar en el punto de máxima potencia de los paneles fotovoltaicos, otro objetivo del

proyecto es la realización de una plataforma para la simulación y comprensión de los

mismos. De tal manera que cualquier interesado en el conocimiento de los algoritmos

de búsqueda del punto de máxima potencia, sea capaz con la lectura del proyecto y la

realización de las prácticas de la comprensión y entendimiento de dichos algoritmos.

El programa software a utilizar es el entorno de simulación Psim (Power

simulation). Con este programa somos capaces de realizar las simulaciones de los

algoritmos y obtener las pruebas necesarias para verificar su funcionamiento y la

comparación entre unos algoritmos y otros.

de 123

Psim es uno de los principales programas de simulación y diseño de circuitos y

sistemas de electrónica. El interfaz es fácil de utilizar y de fácil aprendizaje lo que

permite que el usuario no sea un experto en este tipo de programas para llevar a cabo

las tareas que requiera.

de 123

2




ENERGÍA SOLAR Y APLICACIONES

de 123

2. Energía solar y aplicaciones:

2.1 Energía Solar: Información relevante a la energía solar que obtenemos del Sol:

La Tierra recibe 170 pentavatios de radiación solar entrante desde la capa más

alta de la atmosfera. De esta radiación el 30% vuelve al espacio, mientras la demás

radiación la absorbe las nubes, los océanos y la zona terrestre.

La potencia de la radiación que incide sobre la Tierra varía en función de las

condiciones ambientales en lugar de la instalación. En general, la potencia equivalente

es de 1000W/m2 en la superficie. Esta potencia se llama irradiancia, que se define

como la magnitud utilizada para describir la potencia incidente por unidad de

superficie de todo tipo de radiación electromagnética. Medido en W/m2.

En electromagnetismo, la irradiancia se define como el valor de la intensidad de

energía promedio de una onda electromagnética en un punto dado. Irradiancia:

espectro de irradiación solar sobre la atmosfera y en la superficie. Magnitud utilizada

para describir la potencia incidente por unidad de superficie de todo tipo de radiación

electromagnética.

Figura 1. Radiación solar promedio.

Aplicaciones de la producción de energía solar fotovoltaica:

Obtención de energía eléctrica en casa aislada donde la red eléctrica no llega

por razones del terreno.

Calentamiento de agua sanitaria, calefacción y climatización de piscinas. Este

aporte de energía reduce hasta el 65% del consumo.

de 123

Riego: se utilizan bombas solares que permite el aprovechamiento óptimo en

lugares remotos.

Alumbrado de exteriores y señalización.

La aplicación más importante de la energía solar es la producción de energía.

En este campo se puede diferenciar dos grandes grupos: almacenamiento de

energía y conexión a red. La última aplicación es de las más novedosas, y

consiste en la instalación de módulos fotovoltaicos y un inversor capaz de

transformar la energía que suministra el panel para inyectarla a la red eléctrica.

Ventajas de la energía solar fotovoltaica:

La principal ventaja es que este tipo de energía es una fuente de energía

renovable, limpia que no produce ninguna emisión.

Los costes de operación una vez instalada el sistema son muy bajos. Tiene un

sencillo mantenimiento.

Los módulos fotovoltaicos tiene una larga ciclo de vida, estos llegan a los 20

años ofreciendo su máximo rendimiento.

Se incluyen en las nuevas estructuras como edificios nuevos e grandes

instalaciones. La fabricación de módulos se realiza en tamaños específicos para

cada aplicación.

Desventajas de la energía solar fotovoltaica:

Los costes de inversión inicial e instalación son muy altos.

Los lugares más idóneos para la colocación de sistemas son lugares desérticos y

aislados de la civilización.

Para la obtención de energía eléctrica a gran escala se necesitan grades

parcelas de terreno.

La eficiencia de la energía solar es baja, debido a que es una energía difusa y su

aprovechamiento depende de las condiciones ambientales.

de 123

Figura 2. Sistema de generación fotovoltaica.

En la figura 2, podemos ver las distintas aplicaciones de usos de los sistemas de generación

fotovoltaica. La aplicación que se desarrolla en el proyecto es la de sistemas de acumulación

de energía y la obtención de la máxima potencia de los paneles solaras.

2.2 Paneles solares:

El desarrollo del proyecto se centra en el análisis de los diferentes algoritmos

para la búsqueda del punto de máxima potencia de paneles fotovoltaicos. Para

empezar tenemos que describir la estructura y los componentes que se encuentran en

el sistema, entre ellos podemos definir 4 grupos: generador fotovoltaico, convertidor

CC/CC, circuito de algoritmo de búsqueda del MPPT y la carga de salida.

El panel fotovoltaico consiste en una asociación de células, las cuales están

encapsuladas entre dos capas de etileno vinilo y acetato (EVA), entre una lámina

frontal y una capa posterior de polímero. Toda la estructura está recubierta de

aluminio para que el conjunto tenga una mayor rigidez mecánica y facilitar el montaje

y su mantenimiento.

Las células fotovoltaicas empleadas en los módulos están formadas de silicio. Tipos de

células fotovoltaicas:

de 123

Células de silicio amorfo:

Son las células fotovoltaicas más sencillas y las más baratas. Se emplean en

aplicaciones solares de relojes y calculadoras.

Figura 3. Célula solar de Silicio amorfo

Células de silicio monocristalino:

Formadas por un único cristal de silicio. Son células de un color azul oscuro

uniforme.

Figura 4. Célula solar de Silicio monocristalino.

de 123

Células de silicio policristalino:

Constituidas por un conjunto de cristales de silicio, esto significa que el

rendimiento es algo más bajo que las monocristalinas.

Figura 5. Célula solar policristalina.

2.3 Célula fotovoltaica: En este apartado del proyecto definiremos los parámetros eléctricos y

características de una célula solar fotovoltaica, también describiremos el posible tipo

de conexiones entre ellas para formar el panel fotovoltaico y los efectos que producen

las condiciones ambientales de temperatura y radiación solar incidente de radiación

solar.

Seguidamente estudiaremos los parámetros que utilizamos para realizar las

simulaciones en Psim.

2.3.1 Descripción de la célula fotovoltaica:

La célula solar fotovoltaica es un dispositivo capaz de convertir la energía

proveniente de la radiación solar en energía eléctrica, la mayoría de las células

fabricadas que están disponibles en mercado son de silicio monocristalino y

policristalino.

La célula fotovoltaica más común está construida con un material semiconductor

(Silicio), formado por la unión PN. Es muy similar al diodo solo que la célula es sensible

a los fotones que provienen de la luz del Sol.

de 123

Los fotones son absorbidos por cada célula y una vez que supera la energía de

barrera. El efecto que se produce dentro del material es que el electrón de la capa de

valencia rompe el enlace y se forma un electrón hueco, esto produce una diferencia de

potencial entre los terminales del semiconductor. Cuanto mayor sea la irradiancia

(intensidad de radiación) mayor será la formación de electrones hueco y en

consecuencia la diferencia de potencial.

2.3.2 Modelo de una célula fotovoltaica:

Figura 6. Esquema y curvas características de una célula solar fotovoltaica.

de 123

La corriente de cada célula que entrega a la carga es el resultado de las dos

componentes internas de corriente que se oponen:

IL (Intensidad de iluminación o fotogenerada). La corriente es producida por la

generación de portadores que se produce por la incidencia de los fotones.

Fuente de corriente.

I0 (Corriente de oscuridad o del diodo). Corriente que se produce debido a la

recombinación de portadores en la oscuridad.

Estas ecuaciones representan el modelo básico de la célula, pero resulta

incompleto debido a las corrientes de fuga que atraviesan la unión PN. Además de

estas corrientes de fuga, existe una caída de tensión proporcional a la intensidad que

circula debida al cableado y los contactos que forman cada célula.

Figura 7. Esquema eléctrico de una célula solar fotovoltaica.

(

)

Sabiendo que:

Y sustituyendo, obtenemos la siguiente expresión que nos ofrece la intensidad de la

célula fotovoltaica:

(

)

de 123

Donde A es el factor ideal de la célula, Rs es la resistencia en serie y Vt es el

voltaje térmico (k constante de Boltzman, T temperatura de la célula en grados Kelvin y

q es la carga del electrón).

2.3.3 Parámetros eléctricos que definen cada célula:

Tensión de circuito abierto (Voc):

Es la tensión máxima a corriente cero. Cuando la célula está en circuito abierto

(corriente a la carga nula), esta se polariza con una tensión que soporta la

región de generación. Esta tensión depende de la radiación solar incidente.

(

)

Generalmente el valor de Voc por célula de Silicio es de 0.6V.

Figura 8. Curva I-V + recta de carga.

Corriente de cortocircuito (Isc):

La corriente de cortocircuito al unir los bornes de la célula fotovoltaica, tensión

V=0. La corriente que nos ofrece la célula es Isc.

de 123

Debido a que la célula tiene una resistencia en serie debido al cableado es muy

pequeña, hasta que V no alcanza un cierto valor, la célula funciona como una

fuente de corriente constante.

A mayor tensión el término ya no será despreciable y dejará de funcionar como

fuente de corriente constante.

Tensión y corriente de máxima potencia (Vm y Im):

En la figura xx, se muestra la salida de intensidad en función de la tensión. Hay

un punto en el que la potencia es máxima. La cual responde a la siguiente

ecuación:

[ ( )]

Factor de forma (FF):

Es la relación que existe entre la potencia máxima que obtenemos de cada

célula (Pm) y la potencia que corresponde al producto de la corriente en

cortocircuito (Isc) y la tensión de circuito abierto (Voc).

Rendimiento de cada célula (ƞ):

Definimos el rendimiento como el porcentaje de la luz solar absorbida por un

panel que se convierte en energía eléctrica, cuando la célula solar fotovoltaica

está conectada a un circuito eléctrico.

Donde Pm es la potencia máxima, G es la irradiancia que llega a la celda (W/m2),

bajo las condiciones estándar (STC) y el área superficial de la célula solar (m2).

2.3.4 Curvas P-V y I-V:

Curvas que representan la intensidad y la potencia en función de la tensión. Un

GFV está definido eléctricamente por la curva funcional I-V, la cual depende de las

características constructivas (número de células, tipo de proceso de fabricación, tipo

de conexión entre ellas) y las condiciones ambientales (temperatura e irradiación).

de 123

Figura 9. Curvas características P-V e I-V de una célula solar fotovoltaica.

Figura 10. Curva característica I-V de una célula solar con diferentes rectas de carga.

de 123

2.3.5 Conexión de las células:

Para formar los paneles solares se juntan células solares, de manera que la

intensidad y tensión que ofrecen sean mayores y nos ofrezcan los requisitos que

pedimos. Existen dos tipos de conexiones: conexión en serie y conexión en paralelo.

2.3.5.1 Conexión en serie:

Al conectar las células en serie (ns), el valor del voltaje de circuito abierto es el

siguiente:

La corriente de cortocircuito no se ve afectada en relación con la corriente de

cortocircuito de una sola célula.

Figura 11. Conexión en serie de células solares fotovoltaicas. Curva I-V.

2.3.5.2 Conexión en paralelo:

Al conectar las células en paralelo (np), la intensidad que se obtiene es la multiplicación

por el número de las células asociadas.

de 123

Figura 12. Conexión en paralelo de células solares fotovoltaicas. Curva I-V.

En este caso, al conectar en paralelo un nº de células (m) la variación de la tensión en

circuito abierto respecto a la tensión en circuito abierto es despreciable.

2.3.6 Efectos de la temperatura y radiación solar:

La potencia que podemos extraer depende en gran medida de las condiciones

ambientales de temperatura a la que esta y de la radiación incidente sobre la célula

solar. Las curvas I-V y P-V, varían mucho dependiendo de las condiciones de

temperatura y radiación, por esta razón es necesario un circuito de búsqueda del

punto de máxima potencia, de manera que trabajemos en el punto óptimo del panel.

2.3.6.1 Efectos de la radiación solar:

La radiación afecta directamente en el rendimiento de la célula solar. Una

variación en este parámetro modifica la curva característica que describe la célula solar

fotovoltaica.

de 123

Figura 13. Curva I-V. Efecto de la irradiancia.

La tensión de circuito abierto casi no varía una vez que se modifica la radiación

solar incidente, sin embargo, la corriente de cortocircuito se ve afectada de la

siguiente manera:

Al aumentar la radiación solar incidente (irradiancia) la corriente de

cortocircuito aumenta.

En el caso de que disminuya la radiación solar incidente, la corriente de

cortocircuito disminuye.

2.3.6.2 Efecto de la temperatura:

La temperatura es un factor muy importante a la hora de establecer un sistema

de generación fotovoltaica, debido a que esta tiene un gran efecto en el

comportamiento de cada célula.

En la figura 10, se muestra el efecto que tiene la temperatura en la curva que describe

la célula solar fotovoltaica I-V.

de 123

Figura 14. Curva I-V. Efecto de la temperatura.

La temperatura afecta directamente a la tensión en circuito abierto de la célula

fotovoltaica, de manera que el punto óptimo de funcionamiento varía según la

temperatura que tenga la célula solar.

A medida que la temperatura disminuye la potencia aumenta.

En el caso contrario, cuando la temperatura aumenta la tensión y la potencia

que ofrece la célula fotovoltaica disminuye.

2.3.7 Condiciones estándar y TONC:

Definimos también las condiciones estándar a las que tenemos que hacer

referencia y a las que tenemos que comparar las células fotovoltaicas para definir cual

nos ofrece mejor rendimiento.

Condiciones estándar de medida:

Irradiancia: 100 mW/cm2

Distribución espectral: AM1.5

Temp. de célula: 25 ºC

de 123

TONC (Temp. de Operación Normal de la Célula)

Temperatura que alcanza la célula cuando se somete a las siguientes condiciones de

operación:

Irradiancia: 80 mW/cm^2 (800 W/m^2)

Distribución espectral AM1.5

Temp. Ambiente 20 ºC

Velocidad del viento: 1 m/sg

Funcionamiento en condiciones cualquiera de operación:

Los fabricantes suelen incluir curvas I-V a varias condiciones de iluminación,

temp,…. Si no existe información del fabricante puede caracterizarse mediante los

parámetros TONC, Pmax, Iscm y Vocm, con las hipótesis de irradiancia G y temp.

Ambiente Ta.

La corriente de cortocircuito dependerá única y linealmente de la irradiancia:

La temperatura de trabajo de las células depende exclusivamente y linealmente de la

irradiancia y de la temperatura ambiente.

La tensión de circuito abierto depende exclusivamente de la temperatura de sus

células solares.

Para una célula:

Para n células:

de 123

La resistencia serie es una característica de las células independientemente de las

condiciones particulares de operación.

Los cálculos se basan en que todas las células y módulos iguales y trabajan en las

mismas condiciones de funcionamiento. La realidad no es tan sencilla y las células y

módulos exhiben una cierta dispersión en nuestras características por:

Dispersión natural de los parámetros.

Diferentes condiciones de operación.

Efectos de la dispersión:

La potencia máxima que pueda entregar el generador es inferior a la suma de

las potencias máximas de sus módulos. Pérdidas de dispersión.

En determinadas circunstancias algunas células pueden llegar a convertirse en

cargas y a disipar energía generada por los demás por lo que se eleva su

temperatura. Si la temperatura sobrepasa determinado límite (85-100 ºC) los

materiales se dañan de forma irreversible. Punto caliente.

de 123

de 123

3




RESUMEN Y OBJETIVOS DEL

PROYECTO

de 123

3. Resumen y objetivo del proyecto:

Debido a las diferentes configuraciones de los paneles solares y las distintas

curvas de funcionamiento debido en gran medida a las condiciones ambientales, tales

como la temperatura y la radiación solar incidente en el panel (irradiancia), es

necesario que tengamos un sistema que nos permita tener en la salida unas

condiciones de tensión e intensidad controladas.

Para ello es necesario un sistema de generación fotovoltaica capaz de controlar

la tensión que ofrecemos a la carga de manera que no afecten las condiciones

cambiantes que afectan a la curva I-V del panel. Será necesario un circuito de control

que busque el punto de máxima potencia del panel y un convertidor de potencia ya

sea CC/CC o CC/CA (dependiendo de su aplicación) para obtener el máximo

rendimiento posible.

Figura 15. Elementos de un sistema de generación fotovoltaica.

El objetivo principal del proyecto será la simulación de los diferentes algoritmos y

la creación de unas prácticas para su compresión. Vamos a simular un SGV (Sistema de

generación fotovoltaica) en que alimentamos una carga, que en nuestro caso será una

batería.

El sistema estará constituido por:

de 123

Conjunto de células solares que forman un panel solar fotovoltaico.

Convertidor CC/CC. En nuestro caso puede ser un reductor (Buck) o reductor-

elevador (Buck-Boost).

Circuito de control del MPPT.

Carga: batería de 2.24V o 12V.

El circuito de control MPPT tiene la función de variar el ciclo de servicio D del

convertidor de tal manera la potencia que obtenemos del panel fotovoltaico sea la

máxima posible. El algoritmo de búsqueda se basa generalmente en la variación del

ciclo de servicio del convertidor para ajustarse al punto de máxima potencia del panel

fotovoltaico, en función de la variación de los parámetros de salida del panel

fotovoltaico.

El primer algoritmo de control MPPT que fue aplicado a la fotovoltaica fue

descrito por A.F Boehringer. El control que describe está basado en el control

adaptativo, el cual permite mantener el sistema en el punto de máxima potencia. El

control adaptativo se define en el diagrama de bloques de la figura 16:

Figura 16. Diagrama de bloques, algoritmo de control MPPT de A.F. Boehringer.

La primera parte del proyecto consiste en definir los diferentes convertidores

que se van a utilizar para la simulación del sistema de generación fotovoltaica, en

de 123

nuestro caso serán los convertidores Buck o reductor y Buck-Boost o reductor-

elevador.

de 123

4

Simulación mediante Psim de algoritmos

de seguimiento del punto de máxima

potencia en sistemas fotovoltaicos

Convertidores de potencia CC/CC

de 123

4. Convertidores de potencia CC/CC:

4.1 Convertidor Buck:

En aplicaciones de generación fotovoltaica es necesario controlar la componente

continua de salida. Una manera de obtener una salida continua en el circuito es

introducir un filtro paso bajo después del polo de potencia. Se muestra un filtro paso

bajo con una bobina y un condensador (L-C), añadido al convertidor básico. El diodo

proporciona un camino a la corriente de la bobina cuando el interruptor (polo de

potencia) está cerrado. Este tipo de circuitos se denomina convertidor reductor,

porque la tensión de salida es menor que la entrada.

4.1.1 Relación entre tensión y corriente:

Consideramos el filtro paso bajo con un compartimiento ideal, la tensión de

salida es la media de la tensión de entrada del filtro. La entrada del filtro Vx en la figura

x, siendo Vs cuando el interruptor está cerrado y cero cuando está abierto, siempre

que la corriente por la bobina sea positiva y el diodo conduzca. Si el interruptor se

cierra de forma periódica con un ciclo de servicio de trabajo D, la tensión media en la

entrada del filtro es VsD.

de 123

Figura 17. a) Convertidor reductor (Buck), b) Circuito equivalente cuando el interruptor está cerrado, c) Circuito equivalente cuando el interruptor está abierto.

Para este análisis suponemos que el diodo está polarizado en directa siempre

que el interruptor está abierto, y que la corriente que circula por la bobina es positiva.

Una corriente en la bobina que sea positiva en todo el intervalo de conmutación se

denomina corriente permanente. Por el contrario, el modo de corriente discontinua se

caracteriza porque la corriente de la bobina pasa por cero en cada periodo.

Otra forma de analizar el funcionamiento del convertidor reductor o buck es examinar

la tensión y la corriente de la bobina.

de 123

Propiedades del convertidor reductor cuando funciona en modo de conducción

continua:

1. La corriente en la bobina es periódica:

2. La tensión de la bobina media es cero:

∫

3. La corriente media por el condensador es cero:

∫

4. La potencia entregada a la fuente es igual a la suministrada a la carga.

Para a analizar el convertidor reductor suponemos lo siguiente:

1. El circuito opera en modo de conducción continua.

2. La corriente por la bobina es permanente (la corriente es siempre es positiva).

3. El valor del condensador es lo suficientemente grande, para que la tensión de

salida se mantiene constante a una tensión Vo.

4. El periodo de conmutación es T:

a. El interruptor está cerrado un tiempo DT.

b. El interruptor está abierto el resto del tiempo (1-D)T.

5. Todos los componentes del convertidor son ideales.

4.1.1.1 Análisis con el interruptor cerrado:

Cuando el interruptor está cerrado en el convertidor reductor. El diodo se

polariza en inversa y el circuito equivalente es el mostrado en la figura 17. La tensión

en la bobina es:

de 123

De esta ecuación obtenemos:

Como la derivada de la corriente es una corriente positiva, la corriente aumenta

linealmente como se muestra en la figura 18. La variación de corriente cuando el

interruptor está cerrado se calcula modificando la ecuación anterior:

(

)

Figura 18. Formas de onda del convertidor reductor (Buck). a) VL Tensión en la bobina, b) iL Corriente que circula por la bobina, c) iC Corriente que circula por el condensador.

de 123

4.1.1.2 Análisis con el interruptor abierto:

Cuando el interruptor está abierto, el diodo se polariza en directa para dejar

pasar la corriente de la bobina y se aplica el circuito equivalente de la figura xx. Cuando

el interruptor está abierto, la tensión en la bobina es:

De esta ocasión obtenemos:

La derivada de la corriente en la bobina es una constante negativa, y la corriente

disminuye linealmente como se muestra en la figura. La variación de la corriente en la

bobina cuando el interruptor está abierto es:

(

)

Cuando trabajamos en régimen permanente es necesario que la corriente por la

bobina sea la misma al final que al principio de cada ciclo de conmutación, por lo que

la variación de la corriente en cada periodo debería ser nula. Para ello se debe cumplir:

Utilizando las ecuaciones anteriores:

(

) (

)

Si despejamos la tensión de salida V0:

de 123

Se observa que la tensión de salida solo depende de la entrada y del ciclo de

trabajo D. si la tensión de entrada fluctúa o varía, la tensión de salida puede regularse

ajustando el ciclo de servicio adecuadamente. Para ello se precisa de un bucle de

realimentación para muestrear la tensión de salida, compárala con la referencia y

definir el ciclo de servicio D del conmutador.

La corriente media en la bobina debe ser igual a la corriente media en la

resistencia de carga, porque la corriente media en el condensador debe ser nula

cuando opera en modo de conducción continua (MCC):

Como la variación de corriente se puede calcular utilizando las ecuaciones

anteriores, de manera que los valores mínimo y máximo de la corriente en la bobina se

calculará de la siguiente manera:

[

] [

]

[

] [

]

Siendo f = 1/T, la frecuencia de conmutación del polo de potencia. f [Hz].

Para que el análisis anterior sea válido, la corriente por la bobina tiene que ser

permanente. Una forma sencilla es de comprobar es calcular la corriente mínima en la

bobina utilizando la ecuación anterior. El valor mínimo de corriente en la bobina debe

ser positivo durante todo el ciclo. La corriente no puede ser negativa, debido al diodo.

Si la corriente se anula entonces el convertidor funciona en modo de conducción

discontinua, pero el análisis anterior del convertidor no será válido.

Para determinar la combinación de L y frecuencia f que producirá corriente

permanente. Como la ILmin=0 es el límite entre el modo de conducción continua (MCC)

y (MCD).

de 123

[

]

Si fijamos la frecuencia de conmutación del polo de potencia deseada, el valor de la

inductancia mínimo para que el convertidor trabaje en MCC es:

4.1.1.3 Rizado de la tensión de salida:

En el análisis anterior hemos supuesto que el valor del condensador es muy

grande para que la tensión de salida sea constante. En la práctica es imposible

mantener la salida con un valor constante ya que el valor del condensador es finito. La

variación de la tensión de salida o rizado, se calcula a partir de la relación entre la

tensión y la corriente del condensador.

La corriente del condensador es:

El condensador se cargará mientras sea positiva la corriente. Aplicando la definición de

capacidad del condensador:

La variación de la carga (∆Q), es el área del triángulo situado por encima del eje de

tiempos:

(

) (

)

de 123

Figura 19. Formas de onda del convertidor reductor (Buck). a) ic Corriente que circula por el condensador, b) Tensión de rizado en el condensador.

Obtenemos:

Sustituyendo el valor ∆iL:

En esta ecuación ∆V0, es la tensión de rizado pico a pico de la salida. También es útil

expresar el rizado con una fracción de la tensión de salida:

Si el rizado no es muy grande, podemos suponer que la tensión de salida es constante,

y el análisis anterior será válido.

de 123

Dado que suponemos todos los componentes del convertidor son ideales, la

potencia entregada debe ser igual a la potencia absorbida por la carga de salida

(resistencia de carga):

La relación anterior es similar a la relación tensión-corriente de un transformador en

las aplicaciones de alterna. Lo que determina que el convertidor reductor es

equivalente a un transformador de continua.

4.1.1.4 Funcionamiento en modo de conducción discontinua:

El análisis anterior del convertidor CC-CC Buck se ha supuesto que la corriente

que circula por la bobina era permanente. Cuando la corriente es permanente, la

corriente en la bobina será positiva durante todo el periodo de conmutación. No es

necesario que la corriente sea continua pero el análisis si es diferente.

Analizando las tensiones de salida y de entrada teniendo en cuenta que la tensión

media en la bobina es nula en régimen permanente.

A partir de la tensión en la bobina:

de 123

Figura 20. Formas de onda del convertidor reductor en modo de conducción discontinuo (MCD). a) iL Corriente que circula por la bobina, b) is Corriente en el generador, c) vL Tensión en la bobina.

Si reorganizamos los términos, obtenemos la siguiente relación:

(

)

La corriente media en la bobina es igual a la corriente media en la carga, ya que

la corriente media en el condensador es cero. Suponemos que la tensión de salida es

constante:

La corriente media en la bobina:

(

)

de 123

De manera que obtenemos:

Como la corriente por la bobina en el punto inicial del ciclo es nula, la variación

de corriente que se produce en la bobina cuando el interruptor está cerrado es igual a

la corriente máxima. Cuando el polo de potencia está cerrad, la tensión en la bobina

es:

De manera que obtenemos:

Despejando ILmax:

(

)

(

)

Obtenemos:

Al despejar D1:

√

de 123

Si sustituimos D1, tenemos que la tensión de salida:

(

)

(

√ )

El límite entre el modo de conducción continua y el modo conducción

discontinua se produce cuando D1 = 1 – D. En la figura se muestra cual es la relación

entre la tensión de salida y ciclo de servicio del convertidor.

Figura 21. Vo en función del ciclo de servicio para un convertidor reductor.

Observar que la relación es lineal entre la salida y la entrada cuando la corriente

no se anula, es decir, que estamos trabajando en modo de conducción continua y la

relación es no lineal cuando la corriente por la bobina se anula, es decir, que estamos

trabajando en modo de conducción discontinua.

4.2 Convertidor Buck-Boost:

Otro convertidor básico que utilizamos para los sistemas de generación

fotovoltaica es el convertidor reductor-elevador, de manera que la tensión de salida

puede ser mayor o menor que la tensión de entrada.

de 123

Consideramos que la tensión de entrada del convertidor procedente del panel

fotovoltaico se encontrará en un rango comprendido 16V-24V, puesto que la tensión

de operación varía dependiendo de la temperatura y la radiación solar. Conectado a la

salida del sistema tenemos una batería de 12V. El convertidor más utilizado es estos

sistemas es el Buck-Boost, utilizado para realizar una reducción o un aumento de la

tensión en la salida, todo depende del ciclo de servicio que utilizamos en el

convertidor.

El convertidor consiste en una unión en cascada de un convertidor reductor

(Buck) con otro elevador (Boost). El esquema del convertidor es el que se muestra en

la figura 10.

Figura 22. a) Esquema del convertidor reductor-elevador (Buck-boost). b) Circuito equivalente cuando el interruptor está cerrado. c) Circuito equivalente cuando el interruptor está abierto.

de 123

4.2.1 Relaciones entre tensión y corriente:

Se realizarán las siguientes suposiciones acerca del modo de operación del

convertidor:

1. El circuito opera en MCC.

2. La corriente por la bobina es permanente.

3. El valor del condensador es lo suficientemente grande, para que la tensión de

salida se mantiene constante a una tensión Vo.

4. El periodo de conmutación es T:

a. El interruptor está cerrado un tiempo DT.

b. El interruptor está abierto el resto del tiempo (1-D)T.

5. Todos los componentes del convertidor son ideales.

4.2.1.1 Análisis con interruptor cerrado:

Cuando el polo de potencia (interruptor) está cerrado, la tensión en la bobina es:

Como la variación de la corriente en la bobina es constante, por lo que la

corriente en ella aumenta linealmente. La ecuación anterior la podemos representar la

siguiente manera:

Calculamos la variación de la intensidad en la bobina con el interruptor cerrado es:

de 123

4.2.1.2 Análisis con el interruptor abierto:

Cuando el interruptor (polo de potencia) está abierto, la corriente que circula por

la bobina no puede variar instantáneamente, por lo que el diodo estará polarizado en

directa y la corriente pasará a la carga y el condensador. Cuando se da esta condición,

la tensión en la bobina es:

El ritmo de variación de la corriente en la bobina es constante, y la variación de

corriente es:

Despejando de la ecuación ∆iL:

Cuando el circuito funciona en modo de conducción continua, la variación neta

de la corriente durante el periodo es nula. Utilizando las ecuaciones anteriores

obtenemos que:

(

) (

)

de 123

Si despejamos la tensión de salida V0:

[

]

La tensión media en la bobina es cero cuando el convertidor opera en modo de

conducción continua MCC.

La ecuación anterior muestra que la polaridad de la tensión de salida es opuesta

a la tensión de entrada de la fuente de alimentación. La magnitud de salida del

convertidor Buck-Boost puede ser menor o mayor que la tensión de entrada, en

función del ciclo de servicio D.

Si D < 0.5 la salida será menor que la entrada.

Si D > 0.5 la salida será mayor que la entrada.

Este circuito combina las características de los convertidores reductor (buck) y

elevador (boost). Sin embargo, la inversión de la polaridad de la tensión puede ser una

desventaja en alguna de las aplicaciones del convertidor.

Tenemos en cuenta que en el convertidor reductor-elevador, la fuente nunca se

conecta directamente a la carga. La energía se almacena en la bobina cuando el

interruptor está cerrado y se entrega a la carga cuando está abierto. Denominamos el

convertidor reductor-elevador como indirecto.

de 123

Figura 23. Formas de onda del convertidor reductor-elevador (Bucck-Boost). a) iL Corriente en la bobina, b) vL Tensión en la bobina, c) iD Corriente en el diodo, d) iC Corriente en el condensador de salida.

La potencia absorbida por la carga debe ser igual a la que entrega la fuente de

alimentación:

de 123

La corriente media en la bobina de la fuente se relaciona con la corriente en la bobina:

De manera que se obtiene:

Si despejamos IL y sustituimos V0:

Con la ecuación anterior y la variación de la intensidad en la bobina, calculamos la

corriente máxima y mínima:

Para que las ecuaciones anteriores sean válidas la corriente por la bobina tienen

que ser permanente y no anularse durante el periodo. Calculamos los valores de L y la

frecuencia de manera que ILmin sea igual a cero, para determinar el límite entre el

modo de conducción continua y modo de conducción discontinua.

de 123

Si definimos la frecuencia de conmutación de los polos de potencia f [Hz],

obtenemos el valor mínimo de la inductancia para que trabajemos con el convertidor

en modo de conducción continua (MCC):

4.2.1.3 Rizado de la tensión de salida:

El rizado de la tensión de salida del convertidor reductor-elevador (buck-boost),

se calcula a partir de la forma de onda de la corriente en el condensador, por la

definición de la capacidad tenemos que:

| | (

)

Si despejamos la ∆V0:

El valor del condensador de salida:

Una vez elegido el condensador de salida para que cumpla las especificaciones

exigidas del rizado de la tensión de salida y el valor de la inductancia de manera que el

convertidor trabaje en modo de conducción continua podemos comenzar con la

simulación del convertidor.

Una vez definidos los convertidores de potencia que vamos a utilizar, es necesario

hacer una introducción de los diferentes algoritmos que varían el ciclo de servicio del

convertidor y que nos permiten trabajar en el punto de máxima potencia del panel

fotovoltaico.

de 123

5




CLASIFICACIÓN DE LOS

ALGORITMOS MPPT

de 123

5. Clasificación de los métodos de búsqueda del punto de

máxima potencia:

Esquema de los principales métodos o algoritmos de búsqueda del punto de máxima

potencia de un sistema de generación fotovoltaica:

Figura 24. Algoritmos de búsqueda MPPT. Control indirecto.

Figura 25. Algoritmos de búsqueda MPPT. Control directo.

Control indirecto

Curve-Fitting Look-up table Tensión Voc Corriente Icc Tensión Voc en célula prueba

Control directo

Métodos de muestreo

Método de la diferencación

Método de la tensión relaimentada o V cte

Método perturbación y observación

Método de la conductacia incremental

Método de la primera diferencial

Método de la capacidad parasita

Métodos por modulación

Método de oscilación

forzada

Método de lógica difusa

de 123

Descripción de los algoritmos de búsqueda del punto de máxima potencia:

5.1 Control indirecto:

Los métodos indirectos se fundamentan en la utilización de una base de datos

que incluye parámetros y datos como las curvas de las características del generador FV

a diferentes irradiaciones y temperaturas o bien la utilización de funciones

matemáticas obtenidas a partir de datos empíricos para estimar el punto de máxima

potencia (MPP). Normalmente en la mayoría de los casos es necesario evaluar

previamente las características del generador FV o bien mediante relaciones

matemáticas obtenidas a partir de datos empíricos, que no se cumplen para las

condiciones medioambientales.

Tipos:

Curver-fitting.

Look-up table.

Tensión a circuito abierto del SGFV.

Corriente de cortocircuito del SGFV.

Tensión de circuito abierto de una célula de prueba.

5.1.1 Curve-Fitting:

Este método utiliza una relación matemática para descubrir las características

de salida del generador, mediante sensores de corriente y tensión se obtienen m

valores al hacer un muestreo de Vfv e Ifv en intervalos deseados. Después se calcula

un valor de la tensión en la cual la potencia es máxima utilizando la función que se

muestra a continuación, donde a, b y c son coeficientes.

Este método tiene como desventaja de que se requiere una capacidad de

memoria grande para poder realizar el cálculo de las ecuaciones matemáticas

pudiendo no ser adecuado para cambios bruscos de irradiación (ejemplo vehículo

solar).

de 123

5.1.2 Look-up Table:

En este caso, los valores medidos de corriente y tensión del generador se

comparan con los que se encuentran almacenados en una tabla (dentro del sistema

de control), que corresponden a la operación del punto máximo. Las desventajas de

este modo son la gran capacidad de memoria necesaria para poder almacenar los

datos y que la implementación de cada control debe ajustarse para cada panel

específico.

5.1.3 Método de la tensión en circuito abierto del GFV:

La base de este algoritmo es la observación de las curvas Vfv y Ifv para

diferentes condiciones de irradiación y de temperatura, de esta manera se puede

deducir que la razón entre el valor de la tensión en circuito abierto del generador FV

Voc y VMPP, tensión en el punto de máxima potencia es aproximadamente constante.

Temporalmente se ha de aislar el GFV, de acuerdo con el ciclo de trabajo del

convertidor, para medir Voc. Después de realizar esta tarea se calcula el MPP y se

ajusta la tensión de operación del generador (Este proceso se ha de repetir

periódicamente). Aunque el método es simple, es difícil seleccionar el valor óptimo

de la constante K1. Los valores normales son k=0.76 y T=15 mseg.

La exactitud del ajuste de la tensión de funcionamiento al voltaje de máxima

potencia, VMPP depende de la elección de la fracción ajustada a la tensión en circuito

abierto del GFV.

Ventajas:

Solución simple y económica y que únicamente utiliza un lazo de control.

Inconvenientes:

No tiene en cuenta la potencia real extraída de los paneles en la selección

del MPP y que asume que con una tensión de circuito abierto dada, se

determina con exactitud el MPP.

Si este es incorrecto o inexacto la potencia de salida no será máxima.

de 123

5.1.4 Método de la corriente de cortocircuito del GFV.

Este método es similar al algoritmo anterior. Se basa en el hecho empírico de

una dependencia lineal entre la corriente en el MPP y la de cortocircuito, cumpliendo

la siguiente relación:

La estimación del valor de K2 con este método suele ser de 0.85. Este método tiene las

mismas ventajas e inconvenientes que el sistema de control anterior.

5.1.5 Método de la tensión a circuito abierto de una célula de prueba:

Para poder evitar las desventajas de estar aislando el GFV cada cierto tiempo se

ha propuesto como alternativa el uso adicional de una célula de prueba. De esta

manera con la estrategia seguida en los dos métodos anteriores (diferencia que las

medidas de Voc se realizan obre una célula eléctricamente independiente del resto del

sistema). Los valores de k obtenidos resultan de la extrapolación al generador FV.

Ventajas:

Solución simple y económica.

Solo se utiliza un lazo de control.

Evita las interrupciones realizadas al conjunto de paneles fotovoltaicos.

Inconvenientes:

Supone las propiedades de una célula de prueba son idénticas a cada una de las

del GFV por lo que si el punto de funcionamiento calculado no es exacto no

estaremos extrayendo la máxima potencia

Puede no ser apropiado para aplicaciones con limitación de superficie.

de 123

5.1.6 Método :

Este método se basa en el seguimiento del coeficiente. Tiene la ventaja de que

es rápido y tiene un seguimiento preciso. El análisis de las características I,V de un

panel FV nos define el coeficiente :

(

)

Donde I0 es la corriente inversa de saturación y c (c=q/ƞkTNs) es la corriente del diodo

que irá en función de su rendimiento, el número de células en serie. El valor de

permanece dentro de un estrecho intervalo a medida que se aproxima al MPP, por lo

que este control siempre nos dará una aproximación, no el punto de máxima potencia

exacto.

5.1.7 Conclusiones de los métodos indirectos:

Ventajas:

Son simples y económicos.

Casi todos solo tienen un lazo de control.

Inconvenientes:

Para algunos se necesita una gran capacidad de memoria y el mantenimiento

de una gran base de datos.

No son totalmente versátiles con respecto a la carga.

La búsqueda del MPP es independiente de la variación de los parámetros del

panel solar, la implementación ha de ser la que se ajuste para cada sistema

específico y ha de actualizarse y revisar durante el tiempo. Necesita

mantenimiento.

de 123

5.2 Control directo:

En el control directo se incluyen aquellos algoritmos que emplean medidas de

tensión y corriente de entrada o salida, a partir de las cuales, y teniendo en cuenta la

variación de los puntos de funcionamiento del generador FV, se determina el punto de

operación óptimo. Estos algoritmos tienen la ventaja de ser independientes de las

características del generador FV. A se vez dentro de esta categoría se puede establecer

otra clasificación entre los métodos de muestreo y modulación.

5.2.1 Métodos de muestreo:

En estos procedimientos se realiza un muestreo de los valores de tensión y

corriente en bornes del generador FV. Después mediante diferentes estrategias se

obtendrá la potencia extraída de dicho generador, Pfv. Este muestreo tiene como

finalidad determinar la evolución relativa de dicha variable. Se realiza una comparación

entre los diferentes valores de potencia obtenidos de manera que se dará la

información necesaria para que el circuito de control correspondiente aumente o

disminuya el ciclo de trabajo del convertidor para aproximarse al MPP. Bajo este

principio se distingue los siguientes métodos:

5.2.1.1 Método de la diferenciación:

Esta técnica se basa en la propiedad de que el punto de potencia se localiza

resolviendo la ecuación:

No obstante, su resolución requiere de al menos nueve operaciones (entre

cálculos y mediciones) además se la suma final no es cero se debe hacer una nueva

operación para determinar el signo de la suma indicando así la dirección a la que el

punto de funcionamiento debe ajustarse para alcanzar el MPP.

5.2.1.2 Método de la tensión realimentada o tensión constante:

Si en el sistema no hay ninguna batería, para mantener la tensión del bus

constante, puede aplicarse un control simple. De esta manera puede usarse la

de 123

realimentación del voltaje de los paneles y su comparación con una tensión de

referencia constante de referencia para ajustar el ciclo de trabajo del convertidor.

Desventajas:

Tenemos un sistema que es incapaz de adaptarse a las condiciones

ambientales cambiantes, irradiación y/o temperatura.

Si en el sistema hay baterías, se suele comparar la tensión del GFV con una

tensión de referencia constante que se corresponde a la VMPP con unas

condiciones ambientales específicas.

La señal de referencia resultante se utiliza para controlar el convertidor.

Ventajas:

La implementación es sencilla y económica y solo utiliza un lazo de control.

Pero no tiene en cuenta el efecto de la irradiación y temperatura de los

paneles fotovoltaicos.

No se puede aplicar con generalidad en sistemas cuyo método de

almacenamiento no sean baterías. No se puede seguir los MPP cuando existen

variaciones de irradiación y temperatura. Es un control indicado solo para el uso

bajo condiciones constantes de irradiación (sistemas de satélites).

5.2.1.3 Método de Perturbar y Observar:

El método de perturbar y observar es el más utilizado por la mayoría de los

autores. Es un método iterativo de aproximación al MPP que ‘perturba’ el punto de

funcionamiento del generador FV para encontrar la dirección de cambio. El control

se alcanza forzando que la derivada de la potencia del generador sea cero. El

primer escrito sobre el control extermal fue realizado por Leblanc para la búsqueda

de un pico de resonancia de un sistema electromecánico. En el caso concreto de un

panel solar, el control MPPT extremal obliga a acercar el punto de funcionamiento

del PV al MPP y a oscilar alrededor de él indefinidamente.

Para ello se altera periódicamente el voltaje de salida del generador FV, siendo

esto ‘Perturbar’ y se compara la potencia de salida del mismo con la obtenida en el

ciclo anterior actuando en consecuencia, ‘Observar’ el sistema. La lógica de este

algoritmo se explicita en la siguiente tabla:

de 123

∆Pfv(t2) Vfv(t3)

>0 +

<0 -

Podemos tener problemas con este tipo de control si hay variaciones rápidas de

irradiación y temperatura ya que puede ir alejándose del MPP. Se puede mejorar la

respuesta incrementando la velocidad de ejecución del algoritmo de control.

Ventajas:

No requiere de conocimiento previo de las características del generador FV

y que es relativamente simple.

Ramon Leyva ha hecho un estudio analítico desde el punto de vista de la

estabilidad de este control, que es utilizado para la búsqueda del MPP de un GFV

con la ayuda de un convertidor DC. La estabilidad global del sistema se ha

demostrado con la ayuda de la técnica de Lyapunov. El algoritmo extremal es

aplicado en un contexto de búsqueda del MPP de un PV alcanzado el

comportamiento en régimen estable caracterizado por una oscilación del MPP. El

algoritmo evalúa los valores de las tensiones y las corrientes del PV hacia el valor

del MPP por una variación positiva o negativa lineal de las tensiones del PV a lo

largo del tiempo. Este tipo de algoritmo se puede encontrar también en una

versión digital.

5.2.1.4 Método de la conductancia incremental (IncCond):

Alternativa a la estrategia Perturbador y Observador se desarrolló el algoritmo

del incremento de conductancia. Se basa en el hecho de que la derivada de la

potencia respecto a la tensión del generador FV (“pendiente” de la curva

característica P-V), dPfv/dVfv, se anula en el punto de potencia máxima.

El miembro de la parte izquierda representa el opuesto de la conductancia

incremental, mientras que el derecho constituye la conductancia instantánea. Las

variaciones incrementales pueden aproximarse a los incrementos que hayan

sufrido la Vfv e Ifv, para compararlos con los valores actuales medidos con los

de 123

valores medidos en el instante anterior. Por tanto, analizando la derivada se puede

comprobar si el generador FV opera en su punto MPP o fuera de este.

Ventajas:

Las ventajas que ofrece este algoritmo son que ofrece un buen rendimiento

bajo condiciones atmosféricas cambiantes.

Consigue una oscilación menor alrededor del MPP.

Inconveniente:

Requiere un circuito de control complejo que puede conllevar un elevado

coste del sistema.

5.2.1.5 Método de la capacidad parásita:

Este método es similar al del crecimiento de conductancia, al que se le incluye

la capacidad cfv de la unión parasita p-n de las células fotovoltaicas. De manera que

utilizando el rizado generado por el convertidor, se procesa para eliminar dicha

capacidad parásita.

El análisis de este algoritmo se a partir de la ecuación de la potencia

instantánea del GFV. Se intenta expresar la corriente como función de Vfv de

manera que toda la ecuación nos dependa de éste. Teniendo en cuenta que la

condición del MPP del sistema se cumple cuando la derivada de la potencia

respecto a la tensión del generador es cero podemos obtener una relación entre

conductancias.

Si cfv es igual a cero la ecuación se simplifica al método del incremento de

conductancia. Como inconveniente tenemos que este requiere de dos

multiplicadores con además de filtros pasa altos y pasa bajos para eliminar

componentes de continua y de rizado por lo que hace que el sistema de control sea

más complejo.

de 123

5.2.2 Métodos por modulación:

En los métodos discutidos anteriormente, la derivada de la potencia se ha

utilizado de diversas formas para determinar la ubicación relativa del punto de máxima

potencia MPP. El ajuste apropiado de dicha tensión finalmente produce un punto de

operación cercano y oscilante alrededor del MPP. Estas oscilaciones son entonces

generadas automáticamente por el control de realimentación utilizado. Sin embargo,

hay métodos que añaden una oscilación.

5.2.2.1 Método de oscilación forzada:

Este método introduce un pequeño rizado de tensión de 100 Hz que se añade a

la tensión de operación del GFV. Esto conlleva un rizado de potencia, cuya

amplitud y fase son dependientes de la localización relativa del punto de operación

al MPP.

Si dicha modulación transcurre en la parte izquierda de MPP el rizado de

tensión y de la potencia estará en fase. En cambio, si la modulación se realiza en

parte derecha del MPP, el rizado de la potencia de salida estará 180º desfasado

con respecto a la tensión. En el caso de que el punto de operación coincida con el

MPP, rizado de la potencia de salida tendrá dos veces la frecuencia del rizado de la

tensión con una amplitud muy pequeña.

Ventajas:

El análisis de la amplitud y la fase proporcionan información sobre la

ubicación del MPP.

Además, la señal de salida converge lentamente hacia cero, cuando el

punto de operación se acerca al MPP.

Esto permite que la tensión de operación V sea lentamente ajustada hacia el

VMPP. Con ello no habrá ninguna oscilación continua alrededor del MPP ocasionado

por un ciclo de trabajo fijo. La única oscilación que ocurre, son los 100 Hz de la

modulación de la tensión de operación.

Desventajas:

la complejidad de su implementación

así como la evaluación de las señales de amplitudes muy bajas.

de 123

5.2.2.2 Método de la lógica difusa:

Controles de lógica difusa midiendo dos variables. Las ventajas de estos

controles sobre los convencionales se pueden resumir en que no necesitan

modelos matemáticos exactos y pueden trabajar con entradas imprecisas además

de poder manejar no linealidades.

Estos algoritmos se implementan en dispositivos lógicos programables. La

idea básica es sintetizar lógicamente el controlador en un conjunto de ecuaciones

booleanas y se forma la tabla de búsqueda del controlador. Esto supone, en la

mayoría de los casos, una sintetización compleja.

El control tiene 3 etapas:

1. Ambigüedad: los valores numéricos son convertidos en valores “difusos”.

Por ejemplo: ‘muy grande’, ‘grande’, ‘medio’, ‘pequeño’ o ‘muy pequeño’.

2. Búsqueda de los valores en tablas: se selecciona un valor de salida respecto

a los valores difusos de entrada.

3. No ambigüedad: el valor difuso de salida de la tabla lo convertimos en un

valor numérico

Una vez definido los tipos de algoritmos de búsqueda del punto de máxima potencia

MPP de paneles solares fotovoltaicos, nos centramos en los tres algoritmos más

utilizados para su simulación y desglose de manera que cualquier alumno mediante la

realización de las prácticas sea capaz de comprender su funcionamiento.

De todos los algoritmos nos centraremos en tres:

Conductancia incremental.

Perturbación y observación.

Algoritmo de la primera diferencial.

de 123

6




ANÁLISIS DE ALGORITMOS MPPT Y

ZONAS DE FUNCIONAMIENTO (P-V)

de 123

6. Análisis de los posibles estados y zonas de

funcionamiento de los algoritmos MPPT:

Antes de empezar a definir en profundidad los algoritmos es conveniente tener

una idea de que zonas de funcionamiento tenemos y sus implicaciones.

Partimos de la curva característica P-V, que obtenemos del panel fotovoltaico,

como ya sabemos esta curva depende de la configuración que tenga el panel (proceso

de fabricación de las células y unión entre ellas) y de las condiciones ambientales

(temperatura y radiación solar incidente). Analizamos los posibles estados y su

dirección de movimiento en la curva:

Figura 26. Curva de ejemplo de posibles estados P-V de un PV.

Caso a:

Aumento tanto de potencia como de tensión, esto implica que la dP/dV>0, es

decir que la pendiente es positiva. Trayectoria de aproximación al punto de

máxima potencia por la izquierda.

de 123

Caso b:

Disminuye tanto la potencia como la tensión, esto implica que la dP/dV<0, es decir

pendiente negativa. Corresponde a una trayectoria que se aleja del punto de

máxima potencia.

Caso c:

La tensión aumenta, pero la potencia disminuye, esto implica que dP/dV<0, es

decir que la pendiente es negativa. Nos alejamos del punto de máxima potencia

por la derecha.

Cado d:

La tensión disminuye, pero la potencia aumenta, esto implica que dP/dV>0, es

decir que la pendiente es negativa. Nos acercamos al punto de máxima potencia

por la derecha.

Caso de oscilación alrededor del MPP:

Otro posible caso es que hayamos encontrado el punto de máxima potencia y el

algoritmo oscile entre los puntos P1 y P2.

En el caso de una configuración real tendremos el siguiente caso de evolución a lo

largo de la curva P-V que describe el panel solar fotovoltaico.

Figura 27. Funcionamiento del control MPPT.

de 123

Para la búsqueda del punto de máxima potencia se comparan los puntos de

potencia P2 (Potencia actual) y P1 (Potencia en el instante anterior). De manera que si

P1<P2 la derivada de la potencia dP/dV>0, lo que implica que nos acercamos al punto

de máxima potencia del panel. Por el contrario si es negativa nos alejaremos de dicho

punto.

Para que un algoritmo de búsqueda MPPT funcione correctamente las

condiciones no deben variar bruscamente ya este podría ser muy lento o incluso no

llegar a obtener el punto de máxima potencia.

Los cambios en las condiciones ambientales o los cambios en la carga pueden

ocurrir espontáneamente y no son previsibles. El control tendrá que ir adaptándose

para seguir y poder trabajar con el punto de máxima potencia que nos ofrece el panel

solar fotovoltaico. Una posible situación es la siguiente:

Debido a que la radiación solar ha disminuido el punto P2 es menor que P1, lo

que implica que nos alejamos del punto de máxima potencia. De manera que el

algoritmo MPPT pierde la referencia del punto de máxima potencia y se produce una

inversión de sentido en la búsqueda del MPP.

Este es el mayor problema al que se enfrentan los algoritmos de búsqueda del

punto de máxima potencia en paneles solares fotovoltaicos.

de 123

7




ALGORITMOS MPPT:

CONDUCTANCIA INCREMENTAL

de 123

7. Algoritmo MPPT conductancia incremental

7.1 Introducción:

Este método se basa en el criterio de que el punto de máxima potencia es

constante, para unas determinadas condiciones de irradiación y temperatura, y en la

conductancia. La conductancia es la propiedad de transportar, mover o desplazar uno

o más electrones en su cuerpo, es decir la facilidad de un objeto para conducir

corriente eléctrica entre dos puntos. Es la propiedad inversa a la resistencia eléctrica.

7.2 Análisis del algoritmo: Sabemos que:

La derivada de la potencia en el punto de máxima potencia es nula.

En la parte izquierda de la curva P-V:

En la parte derecha de la curva P-V:

Sabiendo que la potencia es igual P=V·I, tenemos que:

de 123

Para definir el algoritmo necesitamos realizar las comparaciones siguientes:

En el punto de máxima potencia (MPP):



Al realizar esta comparación, mediante mediciones de tensión e intensidad,

somos capaces de determinar en qué posición de la curva nos encontramos respecto al

punto de máxima potencia del panel (MPP).

7.3 Posibles casos:

∆V ≠ 0 y

:

La acción de control será la de mantener la tensión de referencia, ya que estamos en el

punto de máxima potencia.

de 123

Figura 28. Curva P-V. Situados en el punto de máxima potencia (MPP).

∆V ≠ 0 y

, esto quiere decir que

:

El incremento de tensión es distinto de cero y el incremento de la conductancia mayor

que el valor en un instante de la misma, la acción que tiene que realizar es aumentar la

tensión de referencia, hasta que lleguemos al punto de máxima potencia.

Figura 29. Curva P-V. Situados a la izquierda del MPP (Acercándonos a MPP).

de 123

∆V ≠ 0 y

, esto quiere decir que

:

El incremento de tensión de salida del generador fotovoltaico es distinto de cero y el

incremento de la conductancia es menor que el valor en un instante de la misma, la

acción que tiene realizar el control será disminuir la tensión de referencia, hasta que

lleguemos al punto de máxima potencia.

Figura 30. Curva P-V. Situados a la derecha del MPP (acercándonos a MPP)

∆V = 0 y ∆I = 0:

El incremento de tensión de salida del generador fotovoltaico es igual a cero y el

incremento de la conductancia en ese instante es igual a cero también, la acción que

tiene que realizar el control será la de mantener la tensión de referencia en el mismo

valor, ya que estaremos en el punto de máxima potencia.

de 123

Figura 31. Curva P-V. Situados en el punto de máxima potencia (MPP).

∆V = 0 y ∆I > 0, es decir que

:

El incremento de tensión de salida del generador fotovoltaico es igual a cero y el

incremento de la conductancia es mayor que el valor en un instante de la misma. La

acción que realiza el control es aumentar la tensión de referencia, hasta que lleguemos

al punto de máxima potencia.

Figura 32. Curva P-V. Situados a la derecha del MPP (Acercándonos a MPP).

de 123

∆V = 0 y ∆I < 0, es decir que

:

El incremento de tensión de salida del generador fotovoltaico es igual a cero y el incremento

de la conductancia es menor que el valor en un instante de la misma. La acción que realiza el

control es disminuir la tensión de referencia, hasta que lleguemos al punto de máxima

potencia.

Figura 33. Curva P-V. Situados a la derecha del MPP (acercándonos al MPP).

de 123

7.4 Diagrama de bloques:

El algoritmo lo podemos definir con el siguiente diagrama de bloques:

Figura 34. Diagramas de bloques del algoritmo MPPT: Conductancia Incremental. a) Diagrama hace referencia al aumento o disminución del ciclo de servicio D. b) Diagrama hace referencia al aumento o disminución de Vref.

de 123

8




ALGORITMOS MPPT:

PERTURBACIÓN Y OBSERVACIÓN

de 123

8. Algoritmo MPPT: Perturbación y observación:

8.1 Introducción:

Este método se basa en perturbar el punto de funcionamiento del generador

fotovoltaico para encontrar la dirección en la que nos tenemos que mover de la curva

P-V para alcanzar el punto de máxima potencia.

El procedimiento consiste en perturbar periódicamente (ya sea incrementando o

decrementando el punto de funcionamiento) la tensión del panel fotovoltaico y

observar la potencia resultante.

Este método se basa en la comparación de potencias. Para ello muestreamos las

tensiones y en consecuencia la potencia para encontrar el MPP. Se puede dar los

siguientes casos del funcionamiento del algoritmo:

8. 2 Análisis del algoritmo:

La lógica de este algoritmo se explicita en la siguiente tabla:

∆Pfv(t2) Vfv(t3)

>0 +

<0 -

Podemos tener problemas con este tipo de control si hay variaciones rápidas de

irradiación y temperatura ya que puede ir alejándose del MPP. Se puede mejorar la

respuesta incrementando la velocidad de ejecución del algoritmo de control.

Ventajas:

No requiere de conocimiento previo de las características del generador FV y

que es relativamente simple.

Una vez alcanzado el punto de máxima potencia, el controlador sigue el

comportamiento de régimen estable, caracterizado por una oscilación entorno al

MPP. El algoritmo evalúa los valores de las tensiones y las corrientes del PV hacia el

de 123

valor del MPP por una variación positiva o negativa lineal de las tensiones del PV a lo

largo del tiempo.

Requisitos de implementación del algoritmo de Perturbación y Observación:

Para la utilización del algoritmo se requiere el uso de dos sensores, uno de

tensión y otro de intensidad. De manera que a partir de ellos obtengamos la potencia.

Lo mejor para la implementación es el uso de DSPs (microcomputador de control).

8.3 Posibles casos:

∆P>0 y ∆V > 0:

La variación de la potencia es mayor que 0, indica que en el muestreo anterior

la perturbación continúa en la misma dirección.

El incremento de tensión también es positivo, con lo que la acción de control

será la disminuir el ciclo de servicio D, de forma que aumente la tensión y

alcancemos el punto de máxima potencia por la izquierda.

Figura 35. Curva P-V. Situado a la derecha del MPP (acercándonos a MPP).

∆P>0 y ∆V < 0:



El incremento de tensión es negativo, con lo que la acción de control será la de

aumentar el ciclo de trabajo D, de forma que disminuya la tensión de salida y

alcancemos el punto de máxima potencia por la derecha.

de 123

Figura 36. Curva P-V. Situados a la derecha de MPP (acercándonos a MPP).

∆P > 0 y ∆V = 0:



Al ser el incremento de la tensión nulo, significa que nos encontramos en el

punto de máxima potencia, con lo que la acción de control será la de mantener

el ciclo de servicio constante.

∆P < 0 y ∆V > 0:

La variación de potencia es menor que 0, indica que en la perturbación deberá

ir en sentido contrario al muestreo anterior.

El incremento de tensión es positivo, con lo que la acción de control será la de

aumentar el ciclo de servicio D, de esta manera la tensión disminuirá hasta que

alcancemos el punto de máxima potencia por la derecha.

de 123

Figura 37. Curva P-V. Situados a la derecha del MPP (alejándonos del MPP).

∆P < 0 y ∆V < 0:



El incremento de tensión es negativo, con lo que la acción de control será la de

disminuir el ciclo de servicio D, de manera que aumente la tensión y acercarnos

al punto de máxima potencia por la izquierda.

Figura 38. Curva P-V. Situado a la izquierda del MPP (alejándonos del MPP).

de 123

∆P < 0 y ∆V = 0:



Al ser el incremento de la tensión nulo, significa que nos encontramos en el

punto de máxima potencia, con lo que la acción de control será la de mantener

el ciclo de servicio constante.

8.4 Diagrama de bloques:

de 123

Figura 39. Diagrama de bloques del algoritmo P&O. a) Diagrama hace referencia a el aumento o disminución del ciclo de servicio D. b) Diagrama hace referencia al aumento o disminución de Vref.

de 123

de 123

9




ALGORITMOS MPPT: DIFERENCIAL

DE PRIMER ORDEN

de 123

9. Algoritmo MPPT: diferencial de primer orden.

9.1 Introducción:

Este método se basa en el criterio de que el punto de máxima potencia es constante,

para unas determinadas condiciones de irradiación y temperatura.

Para el cálculo del punto de máxima potencia es necesario conocer en este algoritmo

las variaciones de tensión e intensidad que sufre el panel entre dos instantes de

muestreo. Una vez tengamos las diferencias y el valor de la tensión e intensidad

instantánea, deberemos comprobar en qué punto de la curva P-V del panel nos

encontramos y cuál es la dirección de la variación.

9.2 Análisis del algoritmo:

Sabemos que:

La derivada de la potencia en el punto de máxima potencia es nula.



Sabiendo que la potencia es igual P=V·I, tenemos que:

de 123

Tenemos que:

Para definir el algoritmo necesitamos realizar las comparaciones siguientes:

En el punto de máxima potencia (MPP):



Al realizar esta comparación, mediante mediciones de tensión e intensidad,

somos capaces de determinar en qué posición de la curva nos encontramos respecto al

punto de máxima potencia del panel (MPP).

9.3 Posibles casos:

∆P > 0: ∆V > 0 y ∆I < 0:

El incremento de tensión es mayor que cero y el incremento de

intensidad es menor que cero, esto implica que V·∆I > -I·∆V. La acción que tiene

que realizar es aumentar la tensión de referencia (aumentando el ciclo de

servicio D), hasta que lleguemos al punto de máxima potencia (MPP).

de 123

Figura 40. Curva P-V, I-V. Situado a la izquierda del MPP (acercándonos al MPP).

∆P > 0: ∆V < 0 y ∆I > 0:

El incremento de tensión es negativo y el incremento de intensidad es

mayor que cero, esto implica que V·∆I < -I·∆V, ya que el incremento de potencia

es mayor que cero. La acción que tiene que realizar el controlador es la

disminuir la tensión de referencia (disminuyendo el ciclo de servicio D), hasta

que alcanzamos el punto de máxima potencia (MPP).

Figura 41. Curva P-V, I-V. Situado a la derecha del MPP (acercándonos al MPP).

de 123

∆P > 0: ∆V = 0 y ∆I = 0:

Al ser los incrementos de tensión e intensidad igual a cero significa que

estamos en el punto de máxima potencia (MPP). Con lo que la acción del

controlador será la de mantener la tensión de referencia, y mantener el ciclo de

servicio D.

Figura 42. Curva P-V, I-V. Situados en el MPP.

∆P < 0: ∆V > 0 y ∆I < 0:

El incremento de tensión es mayor que cero y el incremento de

intensidad es menor que cero, al ser el incremento de potencia menor que cero

V·∆I < -I·∆V. con lo que la acción del controlador tiene que ser la de disminuir la

tensión, para ello reducimos el ciclo de servicio D.

de 123

Figura 43. Curva P-V, I-V. Situado a la derecha del MPP (alejándonos del MPP).

∆P < 0: ∆V < 0 y ∆I > 0:

El incremento de tensión es menor que cero y el incremento de

intensidad es mayor que cero, al ser el incremento de potencia menor que cero

V·∆I > -I·∆V. Con lo que la acción del controlador tiene que ser la de aumentar

la tensión, para ello aumentamos el ciclo de servicio D.

Figura 44. Curva P-V, I-V. Situado a la izquierda del MPP (alejándonos del MPP).

de 123

∆P < 0: ∆V = 0 y ∆I = 0:

Al ser los incrementos de tensión e intensidad igual a cero significa que

estamos en el punto de máxima potencia (MPP). Con lo que la acción del

controlador será la de mantener la tensión de referencia, y mantener el ciclo de

servicio D.

Figura 45. Curva P-V, I-V. Situado en el MPP.

Sabemos que esta es la condición de que estemos en el punto de máxima potencia. Al

aplicar la transformada de Laplace tenemos que:

De manera que el algoritmo los definimos con el siguiente esquema para la simulación:

de 123

Figura 46.Esquema del algoritmo diferencial de primer orden.

Visto cómo funciona el algoritmo, este tiene como ventajas que es muy sencillo

de implementar, ya que necesita un multiplexor, un comparador de señales y dos

circuitos previos de multiplicación de las señales de tensión e intensidad.

El problema que tiene es que como el algoritmo de la conductancia incremental,

necesita un sistema de control complejo y que requiere alta carga computacional, ya

que tiene que guardar los puntos actuales y anteriores, para el cálculo de la acción

correctora que nos lleva al punto de máxima potencia.

de 123

10




PRÁCTICAS

de 123

10. Prácticas:

10.1 Introducción:

Una vez definido y estudiado los algoritmos de búsqueda del punto de máxima

potencia en sistemas fotovoltaicos, definido como uno de los objetivos, es la

realización de unas prácticas para la simulación de dichos algoritmos.

De manera que cualquier interesado en el ampliar el conocimiento en energía solar

fotovoltaica y sus aplicaciones pueda conocer en profundidad los algoritmos utilizados

para un mayor aprovechamiento de los paneles solares fotovoltaicos.

Estas prácticas consisten en el desglose y conocimiento del algoritmo parte por parte

de manera, que su realización llegue a la comprensión del algoritmo.

Las prácticas realizadas están como anexos a este proyecto (véase Anexos).

Para las prácticas hemos utilizado la simulación de panel solar fotovoltaico que tiene

las siguientes características:

de 123

Figura 47. Características del panel solar fotovoltaico simulado.

Las condiciones de operación en las que se realzarán las simulaciones son las

siguientes:

S (irradiancia) = 1000 W/m2.

T (temperatura) = 25 oC.

El panel utilizado tiene las siguientes características, para ello podemos realizar una

simulación en el que intervenga solo el panel solar fotovoltaico y dar todas las posibles

condiciones de tensión o podemos utilizar una aplicación que nos ofrece el programa

Psim, Renewable Energy(Solar Power). Esta última es la opción óptima ya que aparte

de las gráficas P-V e I-V, muestra el punto de máxima potencia.

de 123

Figura 48. P-V, I-V. Psim Renewable Energy (Solar Power).

Mediante esta interfaz de simulación podemos variar las condiciones de operación. De

esta manera podemos ver como varia el punto de máxima potencia (tensión e

intensidad del panel) para distintas irradiancias o temperaturas.

Todos los circuitos de simulación constan de tres partes diferenciadas:

Panel solar fotovoltaico.

Convertidor de potencia CC/CC + Carga (en este caso una batería).

Circuito de control (algoritmo de búsqueda del punto de máxima potencia).

Cada parte la podemos interpretar como un bloque, el cual tiene unas señales

entradas y unas salidas:

Panel solar fotovoltaico:

Como entradas tiene:

Señal que simula la irradiancia incidente.

Señal que simula la temperatura a la que trabaja el panel.

de 123

Como salidas:

Intensidad que nos ofrece el panel. El panel solar es una fuente de corriente,

para trabajar con el convertidor de potencia lo tenemos que convertir en una

fuente de tensión, de ahí el condensador en la entrada del convertidor.

Convertidor CC/CC:


Tensión de entrada al convertidor proveniente del condensador.

Señal de activación del polo de potencia. Esta controla el paso de corriente de

la entrada a la salida del convertidor. (Ciclo de servicio D).

Como salidas tiene:

Tensión e intensidad a la carga. En este caso al ser la carga una batería, la

tensión en la salida es constante con lo que solo varía la intensidad en la salida,

como consecuencia también la potencia.

Circuito de control (Algoritmo MPPT):


Tensión del panel solar (condensador de entrada del convertidor).

Intensidad del panel solar fotovoltaico.

Como salidas tiene:

Señal de activación del polo de potencia del convertidor. Dependiendo de las

condiciones de operación la tensión en la salida siempre tiene que ser la

misma, de manera que el control ajusta el ciclo de servicio para que así sea.

de 123

10.2 Práctica 1: Algoritmo MPPT: Perturbación & Observación

10.2.1 Circuito de simulación:

Figura 49. Circuito de simulación Perturbación Y Observación.

10.2.2 Gráficas que muestran el comportamiento del algoritmo:

En este apartado simulamos el circuito de manera que podamos observar ante un cambio en la

irradiancia incidente, la potencia que nos da el panel y la potencia de salida del convertidor:

- S (Irradiancia)

- Potsalida y Pmax

- Potmodulo y Pmax

de 123

Figura 50. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (P&O).

Figura 51. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (P&O) (detalle).

10.2.3 Resultados y observaciones:

Como podemos observar la potencia que ofrece el panel se ajusta a la potencia

máxima que ofrece. Sabemos que el punto de máxima potencia varía, pero la tensión

se mantiene prácticamente constante ante una variación de la irradiancia incidente en

el panel, con lo que es la intensidad la que varía.

La potencia de salida se ajusta pero tiene un pequeño retardo, el algoritmo es el

encargado del ajuste. Este algoritmo es el más sencillo de implementar por lo que es el

más utilizado en las instalaciones. El problema que tiene es el ajuste del incremento en

la tensión de referencia. Posibles casos:

Si el incremento en la tensión de referencia es grande:

o El ajuste ante una variación de las condiciones de operación del panel es

muy rápida, pero una vez que llega al punto de máxima potencia (para

de 123

dichas condiciones) el control hace que fluctué en gran medida entorno

a dicho punto y las pérdidas de potencia son elevadas.

Si el incremento en la tensión de referencia es pequeño:

o El ajuste ante una variación de las condiciones de operación del panel es

muy lenta, pero una vez que llega y se mantienen las condiciones, las

pérdidas son mínimas.

Por esto tenemos que llegar a un compromiso de pérdidas de potencia reducidas y una

actuación rápida ante las perturbaciones o cambios en las condiciones de operación.

10.3 Práctica 2: Algoritmo MPPT: Diferencial de primer orden


Figura 52. Circuito de simulación: diferencial de primer orden


En este apartado simulamos el circuito de manera que podamos observar ante un cambio en la

irradiancia incidente, la potencia que nos da el panel y la potencia de salida del convertidor:

- S (Irradiancia)

- Potsalida y Pmax

- Potmodulo y Pmax

de 123

Figura 53. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (Diferencial de primer orden).

Figura 54. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (Diferencial de primer orden) (detalle).



máxima que podemos obtener del panel en esas condiciones. El punto de

funcionamiento se mantiene constante una vez hemos alcanzado el transitorio. La

tensión del panel se mantiene prácticamente constante ante una variación de la

irradiancia incidente, de manera que es la intensidad la que varía.

Para condiciones estándar de funcionamiento el panel con este algoritmo

funciona de manera óptima (S=1000W/m2 y T=25oC). Es cuando la irradiancia

disminuye cuando se muestran los defectos que tiene este algoritmo.

Como vemos en la gráfica la potencia de salida cuando la irradiancia es máxima

tiene muy poco rizado y se ajusta bien, pero cuando la irradiancia disminuye, sabiendo

de 123

que es la intensidad la que varía, las pérdidas de potencia se incrementan (en mayor

medida cuanto menos irradiancia reciba el panel).

Aunque el retardo de ajuste de la potencia de salida es relativamente pequeño

comparado con los algoritmos comparados.

10.4 Práctica 3: Algoritmo MPPT: Conductancia incremental.


Figura 55. Circuito de simulación Conductancia Incremental.


Figura 56. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (Conductancia Incremental).

de 123

Figura 57. Gráficas irradiancia y potencia de entrada y salida (Conductancia incremental) (detalle).



máxima que ofrece. Sabemos que el punto de máxima potencia varía, pero la tensión

se mantiene prácticamente constante ante una variación de la irradiancia incidente en

el panel, con lo que es la intensidad es la que varía.

La potencia de salida se ajusta pero tiene un pequeño retardo, el algoritmo es el

encargado del ajuste. Este algoritmo realiza la búsqueda del punto de máxima

potencia mediante la mediación de la tensión e intensidad que nos ofrece el panel. El

algoritmo no utiliza estas señales directamente, sino que utiliza la conductancia

incremental e instantánea del panel.

Este algoritmo tiene una carga computacional mayor que los dos anteriores, ya

que tiene que calcular la conductancia tanto incremental como instantánea a partir de

los valores de la tensión e intensidad del panel. El algoritmo se basa en que el punto de

máxima potencia es constante, con lo que una vez que llega al punto de máxima

potencia la oscilación es mínima.

El problema que tiene es que ante cambios en las condiciones de operación,

cambio en el punto de máxima potencia, el algoritmo es lento y el retardo produce la

mayoría de las pérdidas de potencia.

Para sistemas que estén colocados en zonas donde las condiciones de operación

de los sistemas solares fotovoltaicos sea constante y las variaciones sean mínimas, este

es el algoritmo óptimo para el mayor aprovechamiento de potencia.

de 123

10.5 Comparación de los algoritmos:

10.5.1 Criterios de comparación:

Como hemos visto existen bastantes algoritmos de control para la búsqueda del

punto de máxima potencia en paneles fotovoltaicos. Para diferenciarlos es necesario

tener unos criterios de evaluación que nos permita compararlos.

Existen dos tipos de criterios, unos criterios son para el comportamiento del

sistema en estado estacionario y otro para los sistemas cuando trabajan entre

variaciones de las condiciones, es decir en el transitorio o estado dinámico.

Existen otros criterios de evaluación que a la hora de establecer un circuito de

control u otro son los más importantes, que son la sencillez de la implementación y su

coste.

Los diferentes rendimientos de los algoritmos los podemos basar en su rendimiento:

∫

∫

Para probar los algoritmos fuera de la simulación tiene que realizar el siguiente

test. Para diferentes variaciones de irradiancia y temperatura se simula 20 min, 4 veces

cada simulación.

10.5.2 Comparación y evaluación de los algoritmos MPPT:

En nuestro caso según las simulaciones realizadas y los criterios designados, el

mejor algoritmo es el de la conductancia incremental, si las condiciones ambientales y

de operación del sistema solar fotovoltaico se mantienen constantes. Ya que este

algoritmo una vez que alcanza el punto de máxima potencia, no tiene variaciones ni

fluctúa alrededor de este.

La desventaja de este algoritmo es su implementación y su alta carga

computacional, sobre todo para sistemas sencillos y pequeños no es recomendable.

Tampoco es recomendable para usos en zonas donde las condiciones de operación

(irradiancia y temperatura) varíen de manera brusca. Ya que este algoritmo es más

lento en estabilizarse que otros.

Por este motivo y de carácter general el algoritmo más utilizado por los

fabricantes, ya que es el más sencillo y barato de implementar y tiene unas

características aceptables para cualquier uso o aplicación, es el algoritmo MPPT de

Perturbación y Observación.

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CONCLUSIONES

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11. Conclusiones y líneas futuras:

11.1 Conclusiones: Dentro de los sistemas de generación fotovoltaica, una parte muy importante que va

relacionada directamente con la eficiencia de estos es el sistema de control, que nos

permite trabajar bajo cualquier condición de operación en el punto de máxima

potencia. La eficiencia de los sistemas solares fotovoltaicos está relacionada en gran

medida con el seguimiento del punto de máxima potencia.

En este proyecto se ha analizado los diferentes tipos de algoritmos que nos permiten

el seguimiento del punto de máxima potencia. Cabe destacar que en el proyecto se

centra en métodos de control directo, es decir, algoritmos que emplean medidas de

tensión y corriente de entrada o salida, a partir de las cuales (teniendo en cuenta la

variación de los puntos de funcionamiento del panel solar fotovoltaico), se determina

el punto óptimo de funcionamiento.

Dentro de los métodos de control directo, el proyecto se centra en métodos de

muestreo de tensión y corriente en los bornes del panel. Después mediante las

diferentes estrategias se obtendrá el punto de máxima potencia del panel y el punto

en el que está trabajando y los ajustes que tiene que realizar para alcanzar el MPP.

Con este estudio se cumple uno de los objetivos del proyecto. Con ello se obtiene una

visión clara de cómo funcionan estos algoritmos, que necesitan para funcionar de

manera óptima y cual son las acciones que realizan para cada posible caso de

operación.

Para la simulación de los algoritmos, dentro del proyecto hay tres prácticas que

concluyen la realización de este. Estas prácticas son una plataforma para la simulación

mediante el programa Psim de tres de los algoritmos antes definidos: Perturbación y

Observación, Diferencial de Primer Orden y conductancia incremental.

Con estas prácticas se cumple el segundo objetivo del proyecto que es consecuencia

del primero, ya que cualquiera interesado en el estudio de los algoritmos y su

simulación, puede entender su funcionamiento y su aplicación en sistemas de

generación fotovoltaica.

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11.2 Líneas futuras:

Las posibles líneas por las que se puede seguir este proyecto son las siguientes:

Estudio y realización de circuitos para la simulación de los algoritmos en los que

no se ha centrado el proyecto.

Desarrollo del algoritmo de perturbación y observación y sus posibles mejoras.

Al ser el algoritmo más utilizado y más sencillo está abierto a mejoras para ser

más eficiente y hacer que el aprovechamiento de energía de los paneles se

máximo. Algoritmo de perturbación y observación modificado, orientado.

Estudio y simulación de los algoritmos cuando la carga no son baterías. Como

por ejemplo el uso de inversores para la conexión a red de los sistemas de

generación fotovoltaica o la conversión de CC/CA para su consumo.

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BIBLIOGRAFÍA

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12. Bibliografía:

Bibliografía:

A.F. Boehinger “Self adaptative DC converter for solar spacecraft power supply”

IEEE Transactions on Aerospace and Electronic Systems, 1968, AES-4, nº1, pag

102-111.

Daniel W. Hart. “Electrónica de potencia”, Ed. Prentice. Capítulo 6.

‘Convertidores CC-CC’.

Energía solar y energía solar fotovoltaica. Fecha de la última modificación 28 de Junio

de 2014, de http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_solar

Estudio del Algoritmo de Seguimiento de Punto de Máxima Potencia Perturbar

y Observar. Ruiz C. Luis J., Beristáin J. José A., Sosa T. Ian M. y Hernández L.

Jesús H. Revista de Ingeniería eléctrica, electrónica y computación, Vol. 8, Nº 1,

Diciembre de 2010.

Rashid Muhammad H. and Lana Char “Solar Power Conversion” Power

Electronics Handbook, Capitulo 26, pag 661/672, Academic Press, Segunda

edición 2007.

Trishan Esram, Patrick L. Chapman, “Comparison of pv array maximum power

point tracking techniques”, IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol.22,

June 2007.

Algoritmos de búsqueda:

N. Toshihiko, S. Togashi, and N. Ryo, Short-current Pulse based Maximum-

Power-Point. Tracking Method for Multiple Photovoltaic – and Converter

Module System, IEEE Trans. On Industrial Electronics, vol 49. nº 1, February

2002.

K. kobayashi, H. Matsuo and Y. Sekine, An Excellent operating point tracker of

the solar-cell power supply system, IEEE Trans. On Industrial Electronics, Vol 53,

nº 2. April 2006.

V. Salas “Nuevo método de seguimiento del punto de máxima potencia a partir

de la corriente del generador fotovoltaico: estudio teorico, simulación y

verificación experimental” Leganés 2004, Tesis doctoral universidad Carlos III

de Madrid, departamento de tecnología electrónica.

I. Van der Merwe, G.J. Van der Merve, “Maximum Power Point Tracking

algorithms using an experimental, programmable Maximum power point

tracking test bed” 2000 IEEE.

N. Femia, G. Petrone, G. Spagnuolo and M. Vitelli “Optimizing Duty-cycle

Perturbation of P&O MPPT Techinque” Power Electronics Especialists

Conference, 2004. PESC 2004. 35th Annnual. vol. 3, pp 1939 – 1944, 20 – 25

Junio 2004.

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_solar

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ANEXOS

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13 Anexos:

13.1 ANEXO 1: Práctica PERTURBACIÓN & OBSERVACIÓN

PRÁCTICA 1: Seguimiento del punto de máxima potencia: Perturbación y

Observación.

1. En PSIM, abrir el archivo Circuito1A.psimsch.

2. Simular y analizar las distintas variables del circuito.

¿La señal de Activación es periódica?. Si es así, ¿Cuál es su periodo y como se

establece en el circuito?. ¿Cuál es el ciclo de servicio?. ¿Qué valores deberá adoptar la

Tensión de control para obtener un ciclo de servicio nulo? ¿Y para un ciclo de servicio

máximo = 1?

Establecer la relación existente entre la Señal de activación y Va.

3. En PSIM, cerrar el archivo anterior y abrir el archivo Circuito1B.psimsch.

4. Simular y analizar las distintas variables del circuito. Comentar razonadamente la

función que realiza el conjunto propuesto.

5. Análisis del sistema de control:

5.1. En PSIM, cerrar el archivo anterior y abrir el archivo Circuito2.psimsch.

5.2 Simular y representar las siguientes variables del circuito:

Potencia.

dP.

Tensión y Vref.

SalReg y Triangular.

Activación.

Comentar razonadamente los resultados obtenidos. Analizar la función que realiza el

conjunto propuesto.

En los ensayos siguientes se simulará un módulo fotovoltaico cuyas

características a condiciones estándar S (irradiancia) = 1000 W/m2 y T

(temperatura) = 25 oC se muestran en la figura.

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6. Análisis transitorio:

6.1 En PSIM, cerrar el archivo anterior y abrir el archivo Circuito3A.psimsch.

6.2 Simular y representar las siguientes variables:

Imódulo y Vmódulo.

Activación.

Vref y Vmódulo.

PotSalida y Pmax.

PotModulo y Pmax.

Comentar razonadamente las gráficas anteriores.

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7. Análisis estacionario:

7.1 En PSIM, cerrar el archivo anterior y abrir el archivo Circuito3B.psimsch.

7.2 Simular y representar las siguientes variables:

Vmódulo.

Imódulo.

Isalida.

Activación.

Vref y Vmódulo.

PotSalida y Pmax.

PotModulo y Pmax.


8. ¿Qué convertidor de potencia se utiliza?. Clasificar el convertidor y razonar su

función básica.

9. Comentar el conjunto del sistema propuesto y las diferentes partes que lo

componen, así como la forma básica de funcionamiento.

10. En PSIM, cerrar el archivo anterior y abrir el archivo Circuito4.psimsch.

11. Simular y representar las siguientes variables:

S (irradiancia).

Potsalida y Pmax.

PotModulo y Pmax.


12. Analizar y comentar, en detalle el funcionamiento del sistema.

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13.2 ANEXO 2: Práctica DIFERENCIAL DE PRIMER ORDEN

PRÁCTICA 2: Seguimiento del punto de máxima potencia: Diferencial de primer

orden.

1. En PSIM, abrir el archivo circuito1.psimsch.

2. Simular y analizar las distintas variables del circuito.

¿La señal de activación es periódica?

En caso de que sea así ¿Cuál es su periodo? ¿Cuál es el ciclo de servicio?

Valor que tendrá el la tensión de control (Vcontrol) para que el ciclo de servicio

sea nulo y cual será para que sea máximo el ciclo de servicio.

¿Cuál es la relación que existe entre la señal de activación y la señal Va? ¿Qué

representa esta relación?

3. En PSIM, abrir el archivo circuito 1B.psimsch.


Simular y representar las siguientes variables del circuito:

- Vcontrol y Vtriangular

- Vactivacion

Analizar e interpretar las formas de onda.

4. En PSIM, abrir el archivo circuito2A.psimsch.

Representamos la tensión e intensidad que nos ofrece el panel mediante dos

generadores de señal. El punto de máxima potencia se logra cuando:

Al aplicar la transformada de Laplace:

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- Señal de la tensión de entrada y la señal que utilizamos de selección.

- Señal de salida del multiplexor.

Representar en una tabla las entradas y posibles salidas del multiplexor.

5. En PSIM, abrir el archivo circuito2B.psimsch.


- Señal de la tensión de entrada y la señal que utilizamos de selección.

- Señal de salida del multiplexor.

¿Qué diferencia existe entre las formas de onda del ejercicio anterior?



- Tensión de entrada, s (señal de entrada del multiplexor) y Vcont (señal

de salida del multiplexor).

- Tensión de referencia.

- Tensión de control y la tensión triangular (Vtriangular).

- Vactivación. Señal de activación.

Comentar razonadamente los resultados obtenidos. Analizar la función que

realiza el circuito.



- Tensión de entrada, s (señal de entrada del multiplexor) y Vcont (señal

de salida del multiplexor).

- Tensión de referencia y Vpi

- Tensión de control y la tensión triangular (Vtriangular).

- Vactivación. Señal de activación.



Comparar los resultados obtenidos con el ejercicio anterior, al aplicar un

control PI, cuando comparamos la tensión de entrada con la referencia.

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Una vez identifica y comprendido el algoritmo aplicamos este a un panel solar y un

convertidor CC/CC (ya sea un Buck Chopper o un Buck-Boost) y como carga

colocaremos una batería.

Las características del panel son las siguientes:

8. En PSIM, abrir el archivo circuito5.psim.sch.

Las condiciones de operación en las que se simulará el modulo fotovoltaico son las

siguientes (Tal como se muestra en la figura):S (irradiancia) = 1000 w/m2 y T

(temperatura) = 25 oC


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- Vmodulo y Imodulo. Tensión e intensidad de salida del módulo

fotovoltaico.

- Vmodulo y Vref.

- Vcontrol y Vtriangular.

- Vactivación.

- Pmax y Potencia.

Comentar y analizar las formas de onda, analizar la función de cada parte del

sistema y cómo afecta en la potencia de salida.


Las condiciones de operación varían durante el tiempo, con lo que el sistema debe

modificar el punto en el que trabaja el convertidor para obtener la máxima potencia. S

(irradiancia) pasa de 800 W/m2 a 1000 W/m2.


- Vmodulo y Imodulo. Tensión e intensidad de salida del módulo

fotovoltaico.

- Vmodulo y Vref.

- Vcontrol y Vtriangular.

- Vactivación.

- Pmax y Potencia.



Simular y analizar el transitorio cuando la irradiancia pasa de 800 a 1000 W/m2.



- S(irradiancia).

- Postal (potencia de salida) y Pmax (Potencia máxima que genera el

módulo fotovoltaico).

- Potencia (Potencia que genera el módulo fotovoltaico) y Pmax (Potencia

máxima que genera el módulo fotovoltaico).

Comentar y analizar las gráficas y las formas de onda.

11. ¿Qué convertidor de potencia se utiliza? Clasificar el convertidor y describir las

ecuaciones que describen el funcionamiento.

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13.3 ANEXO 3: Práctica CONDUCTANCIA INCREMENTAL

PRÁCTICA 3. Seguimiento del punto de máxima potencia: Conductancia incremental.


2. Simular y analizar las distintas variables del circuito:


En el caso de que sea así, ¿Cuál es su periodo? ¿Cuál es el ciclo de servicio?

Valor que tendrá la tensión de control (Vcontrol) para que el ciclo de servicio

sea nulo y cual será para que sea máximo el ciclo de servicio.

¿Cuál es la relación que existe entre la señal de activación y la señal Va? ¿Qué

representa esta relación?

3. En PSIM, abrir el archivo circuito 1B.psimsch.



- Vcontrol y Vtriangular

- Vactivacion

Analizar e interpretar las formas de onda.


Representamos la tensión e intensidad que nos ofrece el panel fotovoltaico mediante

dos generadores de señal. El punto de máxima potencia se logra cuando:

Al aplicar la transformada de Laplace:

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Señal de la intensidad y tensión de entrada.

Las señales de salida del circuito, siendo:

V1 => dV!=0

V2 => dV=0

V3 => di>0

V4 => di<0

V5 => di/dV > -i/V

V6 => di/dV < -i/V

Realizar la simulación y representar las siguientes variables del circuito.

5. En PSIM, abrir el archivo circuito circuito3A.psimsch.

Simular y representar las diferentes variables del circuito:

Tensión e intensidad de entrada.

Vref (Tensión de referencia)

Realizar la misma simulación abriendo el archivo circuito3B.psimsch.

En una tabla, identificar como varia la tensión de referencia:

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dV=0 dV!=0 di>0 di<0 di/dV>-i/v di/dV>-i/v x y Vref



Vcontrol y Vtriangular.

Vactivación (señal de activación del polo de potencia)



Realizar la misma simulación con el archivo circuito4B.psimsch. Comentar las

diferencias con la simulación anterior.


Simular y representar las siguientes variables del circuito, cuando aplicamos en

el control un PI:


Vactivacion (señal de activación del polo de potencia).

Comentar los resultados obtenidos. Analizar la función que realiza en el circuito

de control.

Realizar el mismo análisis con el archivo circuito5B.psimsch.

Una vez analizado y comprendido el algoritmo aplicamos este a un panel solar y un

convertidor CC/CC, como carga de salida del convertidor colocaremos una batería.

El panel tiene las siguientes características:

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Vmodulo (Vcell) y Imodulo (Icell). Tensión e intensidad de salida del

módulo fotovoltaico.

Vmódulo y Vref.


Vactivacion.

Pmax y Potencia.



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Simulación del sistema cuando las condiciones de irradiancia varían a lo largo del

tiempo. S(irradiancia) pasa de 1000 W/m2 a 800 W/m2.


Vmodulo (Vcell) y Imodulo (Icell). Tensión e intensidad de salida del

módulo fotovoltaico.

Vmódulo y Vref.


Vactivacion.

Pmax y Potencia.



Simular y analizar el transitorio cuando la irradiancia pasa de 1000 a 800 W/m2.

10. ¿Qué convertidor de potencia se utiliza? Clasificar y analizar el convertidor y definir

las formas las ecuaciones que describen su funcionamiento.

13.3 Anexo 4: Glosario

Psim Power simulation software

MPPT Maximum Power Point Tracking (Seguidor del punto de máxima potencia)

MPP Maximum Power Point (Punto de máxima Potencia)

P Potencia

V Tensión

I Intensidad

TONC Temperatura de Operación Nominal de la Célula

AM Air mass (masa de aire)

CC/CC Convertidor continua-continua

CC/CA Convertidor continua-alterna

GFV Generador fotovoltaico

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FV Fotovoltaico

Vref Tensión de referencia

P&O Perturbación y Observación

W/m2 vatios/metro^2

IL Intensidad en la bobina del convertidor

Io Intensidad de salida del convertidor

Voc Tensión en circuito abierto en un panel solar

Isc Corriente de cortocircuito en un panel solar

Vm Tensión en el punto de máxima potencia

Im Corriente en el punto de máxima potencia

FF Factor de forma

Ƞ Rendimiento

Vs Tensión de la Fuente de tensión de entrada del convertidor

Vo Tensión de salida del convertidor

L Inductancia de la bobina

C Capacidad del condensador

R Resistencia

D Ciclo de trabajo del convertidor

T Periodo

Po Potencia de salida

Ps Potencia de entrada de la Fuente de tensión

VMPP Tensión en el punto de máxima potencia

IMPP Corriente en el punto de máxima potenica

S Irradiancia

Tª Temperatura

dI/dV Conductancia instantánea

I/V Conductancia

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